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

Texte complet
chapitre Q-2, r. 15
Règlement sur la déclaration obligatoire de certaines émissions de contaminants dans l’atmosphère
QUALITÉ DE L’ENVIRONNEMENT — ÉMISSIONS DE CONTAMINANTS
Loi sur la qualité de l’environnement
(chapitre Q-2, a. 2.2, 46.2, 115.27, 115.34 et 124.1).
Q-2
1er septembre 2012
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.
A.M. 2007-09-26, a. 3; A.M. 2010-12-06, a. 3; A.M. 2011-12-16, 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 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 sur support électronique 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.
Ces renseignements doivent inclure toute donnée relative à la production, aux combustibles utilisés et aux matières premières qui sont pertinentes au calcul ou à l’évaluation des quantités de contaminants émis annuellement, ainsi que les facteurs d’émission utilisés pour ce calcul ou cette évaluation.
En outre, ces renseignements doivent être présentés sous la forme prescrite aux Parties I à III de l’annexe B.
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. Dans tous les cas, l’exploitant doit 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, la quantité des combustibles et des matières premières utilisés, ainsi que le volume de production.
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.
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 est tenu de transmettre sans délai au ministre sur support électronique tout renseignement qu’il transmet au ministre de l’Environnement du Canada concernant l’un de ces contaminants que cette installation ou cet établissement émet dans l’atmosphère.
L’exploitant est également tenu de fournir au ministre, en même temps que les renseignements mentionnés au premier alinéa, toute donnée relative à la production, aux combustibles utilisés et aux matières premières qui ont servi au calcul des quantités de contaminants déclarés au ministre de l’Environnement du Canada, ainsi que les facteurs d’émission utilisés pour ce calcul. L’exploitant doit 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, la quantité des combustibles et des matières premières utilisés, ainsi que le volume de production. Ces renseignements doivent être présentés sous la forme prescrite aux Parties I et III de l’annexe B.
En outre, dans le cas où cet exploitant est tenu au terme d’un avis public donné en application de l’article 46 de la Loi canadienne sur la protection de l’environnement (1999) d’aviser le ministre de l’Environnement du Canada que cette installation ou cet établissement cesse de satisfaire aux critères de déclaration prescrits, il doit en même temps en aviser le ministre.
A.M. 2007-09-26, a. 5; A.M. 2010-12-06, a. 6; A.M. 2011-12-16, a. 3.
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 facteur d’émission découlant d’un échantillonnage des émissions;
4.1°  un modèle d’estimation des émissions;
5°  (paragraphe remplacé);
6°  (paragraphe remplacé).
En même temps que les renseignements mentionnés à l’article 4 ou que la copie de la déclaration mentionnée à l’article 5, doit également être transmise au ministre, par l’exploitant, une déclaration de ce dernier ou d’une personne autorisée par lui attestant que les données transmises ont été établies en conformité avec les règles de l’art applicables et les exigences du présent règlement.
A.M. 2007-09-26, a. 6; A.M. 2010-12-06, a. 7; A.M. 2011-12-16, a. 4.
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.
Lorsqu’un établissement comprend plus d’une installation, les données relatives à chacune d’elles doivent être identifiées de façon distincte.
Dans le cas d’une 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 ou faisant l’exportation, le transport ou la distribution d’électricité, une entreprise effectuant le transport et la distribution de gaz naturel ou une entreprise effectuant l’exploration ou l’exploitation gazière ou pétrolière, le seuil de déclaration prévu au premier alinéa s’applique au niveau de l’entreprise, laquelle est considérée comme un établissement aux fins de l’application de la présente section.
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 ou troisième alinéa procède à la fermeture 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 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, a. 8; A.M. 2011-12-16, a. 5.
6.2. L’émetteur visé à l’article 6.1 doit, au plus tard le 1er juin de chaque année, produire au ministre sur support électronique 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 équivalent CO2 calculée selon l’équation suivante:
Où:
CO2éq. = Émissions annuelles de gaz à effet de serre, en tonnes métriques équivalentes de CO2;
GESi = Émissions annuelles 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 d’émissions de chaque type de gaz à effet de serre visé à l’annexe A.1 attribuables à l’exploitation de chaque type d’entreprise, d’installation et d’établissement et, le cas échéant, attribuables à l’exercice de chaque type d’activité ou à l’utilisation de chaque type de procédé ou d’équipement, en excluant les émissions de CO2 attribuables à la combustion de biomasse et de biocombustibles ainsi que celles ayant été captées, stockées ou éliminées;
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;
4.1°  la quantité totale d’émissions de CO2 attribuables à la fermentation de biomasse et de biocombustibles;
4.2°  le type de biomasse utilisé, tel que des résidus post-consommation, de transformation ou de bois;
5°  la quantité totale d’émissions de CO2 captées, stockées, éliminées, valorisées ou transférées hors de l’établissement, les quantités d’émissions afférentes à chacune de ces opérations ainsi que les coordonnées de chaque lieu d’opération ou de transfert;
6°  les méthodes de calcul utilisées conformément à l’article 6.3 ainsi que, le cas échéant, la quantité d’émissions de gaz à effet de serre en équivalent CO2 et les sources d’émission pour lesquelles une méthode de calcul a été utilisée conformément au deuxième alinéa de cet article;
7°  les facteurs d’émission utilisés ainsi que leur provenance ou méthode de détermination;
8°  les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, 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;
9°  dans le cas d’un émetteur tenu de couvrir ses émissions de gaz à effet de serre en application de l’article 46.6 de la Loi sur la qualité de l’environnement (c. Q-2), la quantité annuelle d’unités étalon relatives à ses activités.
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, a. 8; A.M. 2011-12-16, a. 6.
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 suivant l’une des méthodes de calcul prescrites 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% de ses émissions totales en équivalent CO2, jusqu’à concurrence d’un total de 20 000 tonnes métriques en équivalent CO2;
2°  aucune méthode de calcul n’est prévue 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 pour chacune de ses déclarations annuelles.
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, a. 8.
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 l’adresse de l’entreprise, de l’installation ou de l’établissement ainsi que le nom et les coordonnées de son représentant;
2°  ses numéros de téléphone et de télécopieur ainsi que son adresse électronique;
3°  le numéro d’entreprise qui lui est attribué en vertu de la Loi sur la publicité légale des entreprises (chapitre P-44.1) ainsi que 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.
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 sur support électronique une déclaration d’émissions corrigée ainsi qu’un avis de correction comprenant les renseignements suivants:
1°  une description des différences entre la déclaration initiale et la déclaration corrigée;
2°  les circonstances ayant mené aux erreurs ou aux omissions et, le cas échéant, les correctifs apportés;
3°  la quantité d’émissions de gaz à effet de serre que représentent les erreurs ou les omissions, calculée conformément à l’équation prévue au paragraphe 1 du premier alinéa de l’article 6.7.
A.M. 2010-12-06, a. 8.
6.6. L’émetteur 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.
Pour l’application du seuil de vérification visé au premier alinéa, sont exclues:
1°  les émissions de CO2 attribuables à la combustion ou à la fermentation 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;
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 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 2012, 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 et QC.29.3.9 de l’annexe A.2.
L’émetteur doit confier la vérification de sa déclaration annuelle à un organisme de vérification satisfaisant également aux exigences suivantes:
1°  il n’a 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 au cours des 3 années précédentes;
2°  il n’a 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 annuelle à un organisme de vérification autre que celui ayant vérifié la déclaration de l’année précédente mais ayant déjà vérifié une déclaration des années antérieures, cet organisme ne doit pas avoir effectué de vérification pour l’émetteur 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.
A.M. 2010, a. 8; A.M. 2011-12-16, a. 7.
6.7. La déclaration d’émissions corrigée visée à l’article 6.5 doit être accompagnée d’un rapport de vérification effectué conformément au présent règlement dans les cas suivants:
1°  les émissions déclarées initialement étaient égales ou supérieures à 25 000 tonnes métriques en équivalent CO2 et les erreurs ou omissions représentent plus de 5% de ces émissions selon l’équation suivante:
Où:
PE = Pourcentage d’erreur;
SEO = Somme des émissions en équivalent CO2 calculées erronément ou omises, en tonnes métriques;
ETD = Émissions totales en équivalent CO2 déclarées initialement, en tonnes métriques;
2°  après corrections des erreurs ou omissions, les émissions totales de gaz à effet de serre sont égales ou supérieures à 25 000 tonnes métriques en équivalent CO2.
Dans le cas visé au paragraphe 2 du premier alinéa, le rapport de vérification de la déclaration d’émissions doit également porter sur la déclaration initiale des émissions.
A.M. 2010-12-06, a. 8.
6.8. La vérification de la déclaration d’émissions de gaz à effet de serre initiale ou corrigée 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 l’entreprise, l’installation ou l’établissement faisant l’objet de la déclaration par le vérificateur désigné par l’organisme de vérification.
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.
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 ainsi que le nom et les coordonnées du vérificateur désigné 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°  une évaluation des erreurs ou omissions visées au paragraphe 4 calculée conformément à l’équation prévue au paragraphe 1 du premier alinéa de l’article 6.7;
6°  le cas échéant, les corrections apportées à la déclaration d’émissions suite à la vérification;
7°  la quantité totale des émissions en équivalent CO2 de l’émetteur pour l’année de déclaration ainsi que la quantité totale d’émissions de CO2 attribuables à la combustion de biomasse et de biocombustibles;
8°  les conclusions de la vérification quant à l’exactitude et la fiabilité de la déclaration d’émissions.
A.M. 2010, a. 8.
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.
A.M. 2007-09-26, a. 7; A.M. 2010-12-06, a. 9.
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.
A.M. 2010-12-06, a. 10.
SECTION III
DISPOSITIONS PÉNALES
8. Quiconque fait défaut de communiquer au ministre une donnée, un renseignement, un avis ou un document prescrit par le présent règlement, communique une donnée ou un renseignement faux ou inexact, fait défaut d’utiliser les méthodes de calcul prescrites par le présent règlement ou fait défaut de conserver les données, renseignements et documents pendant la période prescrite est passible:
1°  s’il s’agit d’une personne physique, d’une amende de 2 000 $ à 12 000 $;
2°  s’il s’agit d’une personne morale, d’une amende de 5 000 $ à 25 000 $.
A.M. 2007-09-26, a. 8; L.Q. 2011, c. 20, a. 56.
9. En cas de récidive, les amendes prévues à l’article 8 sont portées au double.
A.M. 2007-09-26, a. 9.
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. 7782-41-4 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; 218-01-09
____________________________________________
- 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 207-08-09
____________________________________________
- 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)2S; 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); 7446-09-05
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.
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) | 677-565 | 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.
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
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, 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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit 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;
2° la consommation annuelle de chaque type de combustible, soit:
a) en mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des gaz;
b) en kilolitres dans le cas des liquides;
c) en tonnes métriques dans le cas des solides autres que les biocombustibles solides;
d) en tonnes métriques sèches dans le cas des biocombustibles solides;
3° lorsque la teneur en carbone est utilisée pour calculer les émissions de CO2, la teneur en carbone moyenne 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 de chaque type de combustible, soit:
a) en gigajoules par tonne métrique dans le cas des combustibles solides;
b) en gigajoules par kilolitre dans le cas des combustibles liquides;
c) en gigajoules par mètre cube dans le cas des combustibles gazeux;
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 kilogrammes lorsqu’elle est utilisée pour le calcul des émissions;
6° dans le cas d’équipements d’épuration des gaz acides, la quantité annuelle d’absorbant utilisée, en tonnes métriques.
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, 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 le cas de l’utilisation:
1° sauf par un émetteur visé à l’article 6.6 du présent règlement, de tout type de combustible pour lequel un facteur d’émission est indiqué aux tableaux 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° de gaz naturel dont le pouvoir calorifique supérieur est égal ou supérieur à 36,3 MJ/m3 mais inférieur ou égal à 40,98 MJ/m3, 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;
3° d’un combustible visé au tableau 1-2;
4° de matières résiduelles collectées par une municipalité lorsqu’il n’y a pas de production de vapeur;
5° d’un biocombustible visé au tableau 1-3 sauf si ce dernier est visé par une autre méthode de calcul prévue 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:
— la masse exprimée en tonnes métriques dans le cas des combustibles solides;
— le volume exprimé en mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des combustibles gazeux;
— le volume exprimé en kilolitres dans le cas des combustibles liquides;
PCS = Pouvoir calorifique supérieur du combustible indiqué aux tableaux 1-1 et 1-2, soit:
— en gigajoules par tonne métrique dans le cas des combustibles solides;
— en gigajoules par kilolitre dans le cas des combustibles liquides;
— en gigajoules par mètre cube dans le cas des combustibles gazeux;
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 × 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:
— la masse exprimée en kilogrammes dans le cas des combustibles solides;
— le volume exprimé en mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des combustibles gazeux;
— le volume exprimé en litres dans le cas des combustibles liquides;
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 dans le cas des combustibles solides;
— en kilogrammes de CO2 par mètre cube aux conditions de référence dans le cas des combustibles gazeux;
— en kilogrammes de CO2 par litre dans le cas des combustibles liquides;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques.
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° selon l’équation 1-2 dans le cas de l’utilisation:
a) sauf par un émetteur visé à l’article 6.6 du présent règlement, de 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;
b) de gaz naturel dont le pouvoir calorifique supérieur est égal ou supérieur à 36,3 MJ/m3 mais inférieur ou égal à 40,98 MJ/m3;
c) d’un combustible visé au tableau 1-2 ou d’un biocombustible.
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 = Mesure;
Combustiblei = Masse ou volume du combustible brûlé pendant la période de mesure i, soit:
— la masse exprimée en tonnes métriques dans le cas des combustibles solides;
— le volume exprimé en mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des combustibles gazeux;
— le volume exprimé en kilolitres dans le cas des combustibles liquides;
PCSi = Pouvoir calorifique supérieur du combustible pendant la période de mesure i, soit:
— en gigajoules par tonne métrique dans le cas des combustibles solides;
— en gigajoules par kilolitre dans le cas des combustibles liquides;
— en gigajoules par mètre cube dans le cas des combustibles gazeux;
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;
2° selon l’équation 1-3 dans le cas de l’utilisation de matières résiduelles collectées par une municipalité, sauf par un émetteur visé à l’article 6.6 du présent règlement, ainsi que pour tout biocombustible solide visé au tableau 1-3 prévu à QC.1.7 lorsque la combustion de ces combustibles produit de la vapeur.
Équation 1-3
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 aux tableaux 1-3 ou 1-6, 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 à l’aide des équations 1-4 à 1-7, selon le type de combustible, par tout émetteur visé à l’article 6.6 brûlant des combustibles autres que ceux visés à QC.1.3.2, 1, b et c ainsi que par tout 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:
1° dans le cas de combustibles solides 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 solides 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 = Mesure;
Combustiblei = Masse du combustible solide brûlé dans la période de mesure i, en tonnes métriques;
TCi = Teneur en carbone moyenne du combustible solide, 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 solide;
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 liquides, 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 liquide, en tonnes métriques;
n = Nombre de mesures de la teneur en carbone requises annuellement en vertu de QC.1.5.1;
i = Mesure;
Combustiblei = Volume du combustible liquide 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 gazeux, 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 gazeux, 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 = Mesure;
Combustiblei = Volume du combustible gazeux brûlé pendant la période de mesure i, en 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;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques.
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 débit mètre 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.
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.
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:
a) utiliser les équations applicables prévues à QC.1.3.1 à QC.1.3.4 pour calculer les émissions totales de CO2;
b) si les combustibles contiennent plus de 5% de biomasse par poids ou si les combustibles dérivés de matières résiduelles constituent plus de 30% par poids des combustibles brûlés au cours de l’année, calculer les émissions conformément à la norme ASTM D6866-102, intitulée «Standard Test Methods for Determining the Biobased Content of Solid, Liquid, and Gaseous Samples Using Radiocarbon Analysis»;
c) effectuer au moins tous les 3 mois une analyse d’échantillon représentatif du combustible ou des gaz de combustion conformément à la norme ASTM D6866-10, l’analyse devant être effectuée au niveau du flux gazeux lorsque des combustibles dérivés de matières résiduelles sont brûlés, ainsi que recueillir des échantillons de gaz de combustion sur une période d’au moins 24 heures consécutives conformément à la norme ASTM D7459-08, intitulée «Standard Practice for Collection of Integrated Samples for the Speciation of Biomass (Biogenic) and Fossil-Derived Carbon Dioxide Emitted from Stationary Emissions Sources»;
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 conformément à la norme ASTM D6866-10 à l’équipement fixe de combustion de son choix si les différents équipements ont la même source de combustible;
3° lorsque l’équation 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
Les émissions annuelles de CO2 attribuables aux équipements d’épuration des gaz acides 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, 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;
MM2 = 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.1.4.4.
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 dans le cas de l’utilisation:
1° sauf par un émetteur visé à l’article 6.6 du présent règlement, de tout type de combustible pour lequel un facteur d’émission est indiqué aux tableaux 1-3, 1-6, 1-7 ou 1-8 prévus à QC.1.7 et un pouvoir calorifique supérieur est indiqué aux tableaux 1-1 ou 1-2, sous réserve des émissions attribuables à la combustion du charbon qui doivent être calculées selon l’équation 1-11;
2° de gaz naturel dont le pouvoir calorifique supérieur est égal ou supérieur à 36,3 MJ/m3 mais inférieur ou égal à 40,98 MJ/m3;
3° d’un combustible visé au tableau 1-2 ou d’un biocombustible.
Équation 1-10
CH4 ou N20 = Combustible × PCS × FE × 0,000001
Où:
CH4 ou N20 = Émissions annuelles de CH4 ou N20 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:
— la masse exprimée en tonnes métriques dans le cas des combustibles solides;
— le volume exprimé en mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des combustibles gazeux;
— le volume exprimé en kilolitres dans le cas des combustibles liquides;
PCS = Pouvoir calorifique supérieur du combustible prévu aux tableaux 1-1 ou 1-2, soit:
— en gigajoules par tonne métrique dans le cas des combustibles solides;
— en gigajoules par kilolitre dans le cas des combustibles liquides;
— en gigajoules par mètre cube dans le cas des combustibles gazeux;
FE = Facteur d’émission de CH4 ou N20 du combustible 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 ou facteur d’émission provenant du document intitulé «AP-42, Compilation of Air Pollutant Emission Factors» publié par la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA), en grammes de CH4 ou N20 par gigajoule;
0,000001 = Facteur de conversion des grammes en tonnes métriques;
Équation 1-11
CH4 ou N20 = Combustible × FEc × 0,000001
Où:
CH4 ou N20 = Émissions annuelles de CH4 ou N20 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 N20 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 N20 par tonne métrique de charbon;
0,000001 = Facteur de conversion des grammes 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 N2O attribuables à chaque type de combustible, en tonnes métriques;
n = Nombre de mesures du pouvoir calorifique supérieur requises annuellement vertu de QC.1.5.1;
i = Mesure;
Combustiblei = Masse ou volume du combustible brûlé pendant la période de mesure i, soit:
— la masse exprimée en tonnes métriques dans le cas des combustibles solides;
— le volume exprimé en mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des combustibles gazeux;
— le volume exprimé en kilolitres dans le cas des combustibles liquides;
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 dans le cas des combustibles solides;
— en gigajoules par kilolitre dans le cas des combustibles liquides;
— en gigajoules par mètre cube dans le cas des combustibles gazeux;
FE = Facteur d’émission de CH4 ou 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» publié par la U.S. Environmental Protection Agency (USEPA), en grammes de CH4 ou 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 N2O attribuables à la combustion du charbon, en tonnes métriques;
n = Nombre de mesures requises annuellement en vertu de QC.1.5.1;
i = Mesure;
Combustiblei = Masse du charbon brûlé pendant la période de mesure i, en tonnes métriques;
FEc = Facteur d’émission de CH4 ou 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 N2O par tonne métrique de charbon;
0,000001 = Facteur de conversion des grammes 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.1.5. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure
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;
5° à chaque livraison dans le cas du charbon et de tout combustible qui n’est pas visé aux paragraphes 1 à 4.
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, en mesurant la variation du niveau du réservoir;
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 méthode ASTM D1298-99 (2005) intitulée «Standard Test Method for Density, Relative Density (Specific Gravity), or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Hydrometer Method». 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.
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 dans le cas des combustibles solides;
— en gigajoules par kilolitre dans le cas des combustibles liquides;
— en gigajoules par mètre cube dans le cas des combustibles gazeux;
n = Nombre de mesures du pouvoir calorifique supérieur;
i = Mesure;
PCSi = Pouvoir calorifique supérieur pour la période de mesure i, soit:
— en gigajoules par tonne dans le cas des combustibles solides;
— en gigajoules par kilolitres dans le cas des combustibles liquides;
— en gigajoules par mètre cube dans le cas des combustibles gazeux;
Combustiblei = Masse ou volume du combustible brûlé pendant la période de mesure i, soit:
— la masse exprimée en tonnes métriques dans le cas des combustibles solides;
— le volume exprimé en kilolitres dans le cas des combustibles liquides;
— le volume exprimé en mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des combustibles gazeux.
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 aux normes ASTM D1826-94 (2003), intitulée «Standard Test Method for Calorific (Heating) Value of Gases in Natural Gas Range by Continuous Recording Calorimeter», ASTM D3588-98 (2003), intitulée «Standard Practice for Calculating Heat Value, Compressibility Factor, and Relative Density of Gaseous Fuels», ASTM D4891-89 (2006), intitulée «Standard Test Method for Heating Value of Gases in Natural Gas Range by Stoichiometric Combustion» ainsi qu’à la norme GPA 2261-00 intitulée «Analysis for natural gas and similar gaseous mixtures by gas chromatography» publiée par Gas Processors Association (GPA);
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 mégajoules par mètre cube aux conditions de référence;
PCI = Pouvoir calorifique inférieur du combustible ou du mélange de combustibles, en mégajoules par mètre cube 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 norme ASTM D240-09 intitulée «Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter» ou la norme ASTM D4809-09a intitulée «Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb Calorimeter (Precision Method)»;
3° dans le cas de biocombustibles solides, conformément à la norme ASTM D5865-07a intitulée «Standard Test Method for Gross Calorific Value of Coal and Coke»;
4° dans le cas de combustibles dérivés de matières résiduelles, conformément à la norme ASTM D5865-07a ou la norme ASTM D5468-02 (2007) intitulée «Standard Test Method for Gross Calorific and Ash Value of Waste Materials» 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 tonnes métriques de carbone par tonne dans le cas des combustibles solides;
— en tonnes métriques de carbone par kilolitre dans le cas des combustibles liquides;
— en kilogrammes de carbone par kilogramme dans le cas des combustibles gazeux;
n = Nombre de mesures de la teneur en carbone;
i = Mesure;
TCi = Teneur en carbone du combustible pour la période de mesure i, soit:
— en tonnes métriques de carbone par tonne dans le cas des combustibles solides;
— en tonnes métriques de carbone par kilolitre dans le cas des combustibles liquides;
— en kilogrammes de carbone par kilogramme dans le cas des combustibles gazeux;
Combustiblei = Masse ou volume du combustible brûlé pendant la période de mesure i, soit:
— la masse exprimée en tonnes métriques dans le cas des combustibles solides;
— le volume exprimé en mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des combustibles gazeux;
— le volume exprimé en kilolitres dans le cas des combustibles liquides.
La teneur en carbone de même que la masse moléculaire ou la fraction moléculaire des combustibles gazeux doivent être déterminées 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 en utilisant l’une des 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 norme ASTM D5373-08 intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal»;
2° dans le cas de combustibles liquides à base de pétrole et de combustibles liquides dérivés de matières résiduelles, selon l’une des méthodes suivantes:
a) conformément à la norme ASTM D5291-02 (2007) 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 norme ASTM D3238-95 (2005) intitulée «Standard Test Method for Calculation of Carbon Distribution and Structural Group Analysis of Petroleum Oils by n-d-M Method» et l’une ou l’autre des normes ASTM D2502-04 intitulée «Standard Test Method for Estimation of Molecular Weight (Relative Molecular Mass) of Petroleum Oils From Viscosity Measurements» et ASTM D2503-92 (2007) intitulée «Standard Test Method for Relative Molecular Mass (Molecular Weight) of Hydrocarbons by Thermoelectric Measurements of Vapor Pressure»;
3° dans le cas de combustibles gazeux, conformément à la norme ASTM D1945-03 intitulée «Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography», la norme ASTM D1946-90 (2006) intitulée «Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography» ou la norme ASTM D2163-07 intitulée «Standard Test Method for Determination of Hydrocarbons in Liquefied Petroleum (LP) Gases and Propane/Propene Mixtures by Gas Chromatography», 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.
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 les données analytiques couvrant au moins 80% de ses émissions, il doit tenir pour invérifiables les données d’émissions de cette source pour l’année de déclaration;
2° lorsque, dans le cadre de ses activités d’échantillonnage de combustibles, l’émetteur échantillonne au moins 80% mais moins de 100% des émissions d’une des sources d’émission visées à la présente annexe, il doit utiliser les méthodes prévues à QC.1.6 afin de combler les données manquantes d’une période donnée.
QC.1.5.7. Méthode provisoire d’échantillonnage des combustibles
Lorsqu’une méthode de calcul des émissions requiert la mesure en continu des émissions ou l’échantillonnage des combustibles et que l’équipement nécessaire à cette fin n’est pas opérationnel, l’émetteur peut utiliser, jusqu’à ce que cet équipement soit réparé ou remplacé, une méthode provisoire d’échantillonnage des combustibles si les conditions suivantes sont réunies:
1° la panne peut compromettre plus de 20% des données prélevées à la source, rendant impossible la vérification de la déclaration exigée en vertu de l’article 6.6 du présent règlement pour cette source;
2° l’équipement servant à l’échantillonnage des combustibles qui n’est pas opérationnel ne peut être réparé ou remplacé rapidement sans interruption de l’équipement fixe de combustion touché ou encore sans incidence importante sur l’exploitation des installations;
3° la méthode provisoire est la méthode d’échantillonnage la plus fiable pouvant être utilisée.
L’émetteur qui utilise une méthode provisoire doit aviser le ministre de la défectuosité de l’équipement dans les 30 jours de l’évènement et lui fournir les renseignements suivants:
1° la description de la méthode provisoire utilisée ainsi que les dates de début et de fin de cette utilisation;
2° la description détaillée des données touchées par la défectuosité;
3° une analyse de la fiabilité des données recueillies selon la méthode provisoire comparativement aux données normalement recueillies;
4° une démonstration à l’effet que les conditions prévues aux paragraphes 1 à 3 du premier alinéa sont satisfaites.
QC.1.6. Méthodes d’estimation des données manquantes
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, une donnée de remplacement, déterminée de la manière suivante, doit être utilisée:
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 et QC.1.4.2, il doit:
a) lorsque la donnée manquante est le pouvoir calorifique supérieur, la teneur en carbone ou la masse moléculaire d’un combustible, utiliser en remplacement de cette donnée la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Cependant:
i. si la donnée suivant cette période ne peut être obtenue à temps pour le calcul des émissions de gaz à effet de serre, l’émetteur peut utiliser seulement la donnée précédant cette période ou une donnée estimée selon toutes les données afférentes aux procédés utilisés;
ii. si aucune donnée précédant cette période n’est disponible, l’émetteur doit utiliser la première donnée échantillonnée ou mesurée après la période pour laquelle la donnée est manquante;
b) lorsque la donnée manquante est la concentration en CO2, le débit des gaz de combustion, la teneur en eau, 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 et QC.1.4.4, il doit déterminer la donnée de remplacement pour le pouvoir calorifique supérieur du combustible, la teneur en carbone, la concentration de CO2, le débit des gaz de combustion, le débit volumique ou l’apport énergétique du combustible, selon la procédure indiquée dans le 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.
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 (véhicules hors route) | 35,00 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Mazout léger n° 1 | 38,78 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Mazout léger n° 2 | 38,50 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Mazout lourd (nos 5 et 6) | 42,50 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Pétrole brut | 38,32 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Naphta | 35,17 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Matières premières pétrochimiques | 35,17 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Coke de pétrole (pour raffinage) | 46,35 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Coke de pétrole (pour valorisation) | 40,57 |
|_________________________________________________________________________________|
| | |
| Éthanol (100%) | 23,41 |
|_________________________________________________________________________________|
| | |
| Biodiesel (100%) | 35,67 |
|_________________________________________________________________________________|
| | |
| Gras animal fondu | 34,84 |
|_________________________________________________________________________________|
| | |
| Huile végétale | 33,44 |
|_________________________________________________________________________________|
| | Pouvoir calorifique|
| Combustibles solides | supérieur (GJ/tonne|
| | métrique) |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| 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) | 18,00 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Liqueur usée de cuisson | 14,00 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Matières résiduelles collectées par une municipalité | 11,57 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Pneus | 31,18 |
|_________________________________________________________________________________|
| | |
| Sous-produits agricoles | 9,60 |
|_________________________________________________________________________________|
| | |
| Sous-produits de la biomasse | 30,05 |
|_________________________________________________________________________________|
| | |
| Combustibles gazeux | Pouvoir calorifique|
| | supérieur (GJ/m3) |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Gaz naturel | 0,03832 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Gaz de cokerie | 0,01914 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Gaz de raffinerie (pour raffinage) | 0,03608 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Gaz de raffinerie (pour valorisation) | 0,04324 |
|__________________________________________________________|______________________|
| | |
| Gaz d’enfouissement (portion du méthane) | 0,03590 |
|_________________________________________________________________________________|
| | |
| Biogaz (portion du méthane) | 0,03130 |
|_________________________________________________________________________________|
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 liquides CO2
(kg/L) CO2
(kg/GJ) CH4
(g/L) CH4
(g/GJ) N2O
(g/L) N2O
(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 secteurs commerciaux et institutionnels 2,534 67,25 0,026 0,690 0,031 0,823
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
Étane 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 (véhicules hors route) 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 secteurs commerciaux et institutionnels 2,725 70,23 0,026 0,670 0,031 0,799
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 secteurs commerciaux et institutionnels 3,124 73,51 0,057 1,341 0,064 1,820
Naphta 0,625 17,77 S.O. S.O. S.O. S.O.
Matières premières pétrochimiques 0,500 14,22 S.O. S.O. S.O. S.O.
Coke de pétrole (pour raffinage) 3,826 82,55 0,12 2,589 0,0265 0,572
Coke de pétrole (pour valorisation) 3,494 86,12 0,12 2,958 0,0231 0,569
Biocombustibles et autres combustibles solides CO2
(kg/kg) CO2
(kg/GJ) CH4
(g/kg) CH4
(g/GJ) N2O
(g/kg) N2O
(g/GJ)
Gaz d’enfouissement 2,989 54,63 0,60 1,0 0,06 0,1
Déchets ligneux (résidus de bois) dont la teneur en H2O s’élève à 50% 0,840 46,67 0,09 5,0 0,02 1,111
Liqueur usée de cuisson dont la teneur en H2O s’élève à 50% 0,891 63,6 0,02 1,43 0,02 1,43
Sous-produits agricoles S.O. 112 S.O. S.O. S.O. S.O.
Sous-produits de la biomasse S.O. 100 S.O. S.O. S.O. S.O.
Biogaz (portion du méthane) S.O. 49,4 S.O. S.O. S.O. S.O.
Éthanol (100%) S.O. 64,9 S.O. S.O. S.O. S.O.
Biodiesel (100%) S.O. 70 S.O. S.O. S.O. S.O.
Gras animal fondu S.O. 67,4 S.O. S.O. S.O. S.O.
Hule végétale S.O. 77,3 S.O. S.O. S.O. S.O.
Coke de charbon 2,480 86,02 0,03 1,041 0,02 0,694
Pneus S.O. 85,0 S.O. S.O. S.O. S.O.

Combustibles gazeux CO2
(kg/m3) CO2
(kg/GJ) CH4
(g/m3) CH4
(g/GJ) N2O
(g/m3) N2O
(g/GJ)
Gaz de cokerie 1,60 83,60 0,037 1,933 0,0350 1,829
Gaz de raffinerie (pour raffinage) 1,75 48,50 S.O. S.O. 0,0222 0,615
Gaz de raffinerie (pour valorisation) 2,14 49,49 S.O. S.O. 0,0222 0,513
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 | 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 de combustion situés sur le site d’une raffinerie de pétrole qui consomment des gaz combustibles, soit les gaz de raffinerie, les flexigaz et les gaz associés.
QC.2.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit 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;
2° la consommation annuelle de gaz combustibles, en millions de mètres cubes aux conditions de référence;
3° la teneur moyenne en carbone 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 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 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.
QC.2.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O
Les émissions annuelles de CO2 attribuables aux équipements fixes de combustion situés sur le site d’une raffinerie de pétrole 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 de combustion situés sur le site d’une raffinerie de pétrole qui utilisent des gaz de raffinerie, du flexigaz et des gaz associés 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;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques.
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 pourvoir 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
La teneur en carbone et la masse moléculaire des gaz combustibles doivent être mesurées quotidiennement 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 règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée selon 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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit 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 conformément à QC.1, en tonnes métriques;
7° les productions mensuelles et annuelle d’aluminium liquide, en tonnes métriques;
8° dans le cas de l’utilisation du procédé avec anodes précuites:
a) les consommations mensuelles nettes d’anodes précuites pour la production d’aluminium liquide, en tonnes métriques d’anodes par tonne métrique d’aluminium;
b) les teneurs mensuelles de soufre des anodes précuites, en kilogrammes de soufre par kilogramme d’anodes précuites;
c) les teneurs mensuelles en cendres des anodes précuites, en kilogrammes de cendres par kilogramme d’anodes précuites;
d) (sous-paragraphe abrogé);
9° dans le cas de l’utilisation du procédé avec anodes Söderberg:
a) les consommations mensuelles de pâte anodique, en tonnes métriques de pâte par tonne métrique d’aluminium liquide;
b) les émissions mensuelles de matières solubles dans le benzène (MSB) ou le facteur de l’International Aluminium Institute utilisé, en kilogrammes de MSB par tonne métrique d’aluminium liquide;
c) les teneurs mensuelles moyennes de brai dans la pâte anodique, en kilogrammes de brai par kilogramme de pâte anodique;
d) les teneurs mensuelles en soufre du brai, en kilogrammes de soufre par kilogramme de brai;
e) les teneurs mensuelles en cendres du brai, en kilogrammes de cendres par kilogramme de brai;
f) les teneurs mensuelles en hydrogène du brai ou le facteur de l’International Aluminium Institute utilisé, en kilogrammes d’hydrogène par kilogramme de brai;
g) les teneurs mensuelles en soufre du coke calciné, en kilogrammes de soufre par kilogramme de coke calciné;
h) les teneurs mensuelles en cendres du coke calciné, en kilogrammes de cendres par kilogramme de coke calciné;
i) lorsqu’une valeur de 0 n’est pas utilisée, les rapports mensuels du carbone présent dans la poussière écumée des cuves Sodërberg, en kilogrammes de carbone par kilogramme d’aluminium liquide produit;
10° dans le cas de l’utilisation du procédé de cuisson d’anodes précuites ou de cathodes :
a) les consommations mensuelles de matériel de garniture, en tonnes métriques de matériel de garniture par tonne métrique d’anodes ou de cathodes cuites;
b) les productions mensuelles et annuelle d’anodes ou de cathodes cuites, en tonnes métriques;
c) les teneurs mensuelles en cendres du matériel de garniture, en kilogrammes de cendres par kilogramme de matériel de garniture;
d) les teneurs mensuelles en soufre du matériel de garniture, en kilogrammes de soufre par kilogramme de matériel de garniture;
e) (sous-paragraphe abrogé);
f) les consommations mensuelles d’anodes ou de cathodes crues, en tonnes métriques;
g) les teneurs mensuelles en brai des anodes ou des cathodes crues, en kilogrammes de brai par kilogramme d’anodes ou de cathodes crues;
h) les quantités de goudron récupéré mensuellement lors de la cuisson d’anodes ou de cathodes, en tonnes métriques;
11° dans le cas de l’utilisation du procédé de calcination du coke:
a) les consommations mensuelles de coke vert, en tonnes métriques;
b) les teneurs mensuelles en eau du coke vert consommé, en kilogrammes d’eau par kilogramme de coke vert;
c) les teneurs mensuelles en matières volatiles du coke vert, en kilogrammes de matières volatiles par kilogramme de coke vert;
d) les teneurs mensuelles en soufre du coke vert, en kilogrammes de soufre par kilogramme de coke vert;
e) les teneurs mensuelles en soufre du coke calciné, en kilogrammes de soufre par kilogramme de coke calciné;
f) les quantités de coke calciné produit mensuellement et annuellement, en tonnes métriques;
g) les quantités de coke sous-calciné produit mensuellement, en tonnes métriques;
h) les émissions mensuelles de poussière de coke, 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) la fréquence de l’effet d’anode, en minutes d’effets d’anode par cuve-jour, calculée mensuellement pour chaque série de cuves de même technologie;
c) les durées des effets d’anode, en minutes par effet d’anode pour chaque série de cuves de même technologie;
d) les productions mensuelles d’aluminium liquide, en tonnes métriques pour chaque série de cuves de même technologie;
e) le nombre de jours d’exploitation par année pour chaque série de cuves;
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) les surtensions mensuelles dues à l’effet d’anode, en millivolts par cuve pour chaque série de cuves de même technologie;
h) l’efficacité de courant du procédé de production d’aluminium, exprimée sous forme de fraction pour chaque série de cuves de même technologie;
13° dans le cas des émissions de SF6 utilisé comme gaz de couverture:
a) la quantité annuelle des achats de SF6, en tonnes métriques;
b) la quantité de SF6 transféré hors de l’établissement au cours de l’année, en tonnes métriques;
c) la quantité de SF6 en inventaire en début d’année, en tonnes métriques;
d) la quantité de SF6 en inventaire en fin d’année, en tonnes métriques;
e) les quantités mensuelles de gaz de couverture entrant aux cellules d’électrolyse, en tonnes métriques;
f) les concentrations mensuelles de SF6 dans le gaz entrant aux cellules d’électrolyse, en tonnes métriques;
g) les quantités mensuelles de gaz contenant du SF6 recueilli et transféré hors de l’établissement, en tonnes métriques;
h) les concentrations mensuelles de SF6 dans le gaz recueilli et transféré hors de l’établissement, en tonnes métriques;
14° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.3.7 ont été utilisées;
15° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 1, 2 et 4, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant aux émissions visées au paragraphe 6, en tonnes métriques en équivalent CO2;
c) les émissions annuelles de gaz à effet de serre autres correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 3 et 5, en tonnes métriques en équivalent CO2;
16° la quantité annuelle d’hydrate d’alumine produit, en tonnes métriques.
Le 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.
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;
MSB = Émissions de matières solubles dans le benzène (MSB) ou le facteur de l’International Aluminium Institute utilisé, en kilogrammes de MSB par tonne métrique d’aluminium liquide;
TB = Teneur moyenne de brai dans la pâte anodique pour le mois i, en kilogrammes de brai par kilogramme de pâte anodique;
Sb = Teneur en soufre du brai pour le mois i, en kilogrammes de soufre par kilogramme de brai;
Cenb = Teneur en cendres du brai, en kilogrammes de cendres par kilogramme de brai;
Hb = Teneur en hydrogène du brai ou le facteur de l’International Aluminium Institute utilisé, en kilogrammes d’hydrogène par kilogramme de brai;
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 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 coke 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 = Production d’anodes ou de cathodes cuites 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, selon l’équation 3-5:
Équation 3-5
Où:
CO2B = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la cokéfaction du brai, en tonnes métriques;
i = Mois;
CACC = Consommation d’anodes ou de cathodes crues durant le mois i, en tonnes métriques;
PACC = Production d’anodes ou de cathodes cuites pour le mois i, en tonnes métriques;
Hb = Teneur en hydrogène du brai pour le mois i ou le facteur de l’International Aluminium Institute utilisé, en kilogrammes d’hydrogène par kilogramme de brai;
TB = Teneur en brai des anodes ou des cathodes crues pour le mois i, en kilogrammes de brai 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:
ECF4 = 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 et par jour, pour le mois i;
FEA = Fréquence de l’effet d’anode, en minutes d’effets d’anode par cuve et par jour, calculée pour le mois i;
PM = Production mensuelle d’aluminium liquide, en tonnes métriques;
Équation 3-8
Où:
ECF4 = 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:
Où:
EC2F6 = Émissions annuelles de C2F6, en tonnes métriques;
i = Mois;
ECF4 = Émissions mensuelles de CF4, en tonnes métriques pour le mois i;
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 C2F6par 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;
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.
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 benzène 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 à 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.
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 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
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° lorsque les émissions sont calculées à l’aide d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, la méthode prévue au paragraphe 2 de QC.1.6 doit être utilisée;
2° pour chaque paramètre nécessaire au calcul des émissions de gaz à effet de serre, à l’exception des données de production d’aluminium ou de consommation de matières premières, la donnée manquante doit être remplacée 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 après la période pour laquelle la donnée est manquante;
3° pour les données de production d’aluminium ou de consommation de matières premières, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés.
QC.3.8. Tableau
Tableau 3-1. Fractions de masse du C2F6 par rapport au CF4 selon le 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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit comprendre les renseignements suivants:
1° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O en tonnes métriques;
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) les productions mensuelles de clinker en tonnes métriques;
c) les teneurs mensuelles d’oxyde de calcium dans le clinker, en tonnes métriques d’oxyde de calcium par tonne métrique de clinker;
d) les teneurs mensuelles d’oxyde de magnésium dans le clinker, en tonnes métriques d’oxyde de magnésium par tonne métrique de clinker;
d.1) les teneurs mensuelles d’oxyde de calcium non calciné dans le clinker, en tonnes métriques d’oxyde de calcium non calciné par tonne métrique de clinker;
d.2) les teneurs mensuelles d’oxyde de magnésium non calciné dans le clinker, en tonnes métriques d’oxyde de magnésium non calciné par tonne métrique de clinker;
e) les quantités mensuelles de matières premières non carbonatées, en tonnes métriques;
f) les teneurs mensuelles d’oxyde de calcium dans les matières premières non carbonatées, en tonnes métriques d’oxyde de calcium par tonne métrique de matières premières non carbonatées;
g) les teneurs mensuelles d’oxyde de magnésium dans les matières premières non carbonatées, en tonnes métriques d’oxyde de magnésium par tonne métrique de matières premières non carbonatées;
h) les facteurs d’émission de CO2 trimestriels des poussières rejetées et non recyclées dans le four de calcination, en tonnes métriques de CO2 par tonne métrique de poussières;
h.1) les teneurs trimestrielles d’oxyde de calcium non calciné dans les poussières rejetées et non recyclées, en tonnes métriques d’oxyde de calcium non calciné par tonne métrique de poussière;
h.2) les teneurs trimestrielles d’oxyde de magnésium non calciné dans les poussières rejetées et non recyclées, en tonnes métriques d’oxyde de magnésium non calciné par tonne métrique de poussière;
i) les quantités trimestrielles de poussières rejetées 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:
a) la quantité de matières premières utilisées au cours de l’année, en tonnes métriques;
b) la teneur en carbone organique total dans les matières premières, en tonnes métriques de carbone organique par tonne métrique de matières premières;
7° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion de combustibles de tous les fours de calcination calculées conformément au paragraphe 2 de QC.4.3.2, en tonnes métriques;
8° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation de tous les équipements fixes de combustion, à l’exception des fours de calcination, calculées 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° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 2 et 4, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 6 et 7, en tonnes métriques en équivalent CO2;
11° les quantités annuelles de gypse et de calcaire ajoutées au clinker produit par l’établissement, en tonnes métriques.
QC.4.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2 attribuables à l’utilisation de fours de calcination
Les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation de fours de calcination doivent être calculées conformément à l’une des 2 méthodes de calcul prévues à QC.4.3.1 et QC.4.3.2.
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 au paragraphe 2 de QC.4.3.2.
QC.4.3.2. Calcul par bilans massiques
Les émissions annuelles de CO2 peuvent être calculées selon les méthodes de calcul suivantes:
1° 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:
a) les émissions de CO2 attribuables à la calcination doivent être calculées 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 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 rejetées et non recyclées dans le four de calcination, en tonnes métriques;
FEPFC = Facteur d’émission de CO2 trimestriel des poussières rejetées 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, 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 est la somme de l’oxyde de calcium présent sous la forme non carbonatée dans les matières premières à l’entrée du four et de l’oxyde de calcium restant dans le clinker suite à l’oxydation. Ces dernières doivent être mesurées en appliquant les méthodes prévues respectivement aux paragraphes 4 et 5 de QC.4.4 ou utiliser 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, 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 est la somme de l’oxyde de magnésium présent sous la forme non carbonatée dans les matières premières à l’entrée du four et de l’oxyde de magnésium restant dans le clinker suite à l’oxydation. Ces dernières doivent être mesurées en appliquant les méthodes prévues respectivement aux paragraphes 4 et 5 de QC.4.4 ou utiliser 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 rejetées 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 rejetées et non recyclées dans le four de calcination, en tonnes métriques d’oxyde de calcium par tonne de poussières;
CaONCP = Teneur trimestrielle d’oxyde de calcium non calciné dans les poussières rejetées 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 est la somme de l’oxyde de calcium présent sous la forme non carbonatée à l’entrée du four et de l’oxyde de calcium restant dans les poussières rejetées et non recyclées suite à l’oxydation. Ces dernières doivent être mesurées en appliquant les méthodes prévues respectivement aux paragraphes 7 et 8 de QC.4.4 ou utiliser 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 rejetées et non recyclées dans le four de calcination, en tonnes métriques d’oxyde de magnésium par tonne de poussières;
MgONCP = Teneur trimestrielle d’oxyde de magnésium non calciné dans les poussières rejetées 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 est la somme de l’oxyde de magnésium présent sous la forme non carbonatée à l’entrée du four et de l’oxyde de magnésium restant dans les poussières rejetées et non recyclées suite à l’oxydation. Ces dernières doivent être mesurées en appliquant les méthodes prévues respectivement aux paragraphes 9 et 10 de QC.4.4 ou utiliser une valeur de 0;
1,092 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport à l’oxyde de magnésium;
b) 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
CO2,MP = TCOMP × MP × 3,664
Où:
CO2,MP = Émissions de CO2 résultant de l’oxydation des matières premières, en tonnes métriques;
TCOMP = Teneur en carbone organique total présent dans les matières premières, mesuré en appliquant la méthode prévue au paragraphe 3 de QC.4.4, ou une teneur de 0,2%, en tonnes métriques de carbone organique total par tonne métrique de matières premières;
MP = Quantité de matières premières, en tonnes métriques;
3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;
2° les émissions de CO2, CH4 et N2O attribuables à la combustion des combustibles utilisés dans chaque four de calcination doivent être calculées 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
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 et les matières premières non carbonatées, conformément à la norme ASTM C114-10 intitulée «Standard Test Methods for Chemical Analysis of Hydraulic Cement» ces mesures devant 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;
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 ou utiliser une valeur de 0;
5° déterminer mensuellement les teneurs en oxyde de calcium et en oxyde de magnésium restant dans le clinker suite à l’oxydation ou utiliser une valeur de 0;
6° déterminer trimestriellement les teneurs en oxyde de calcium et en oxyde de magnésium présents dans les poussières rejetées et non recyclées dans le four de calcination, conformément à la norme ASTM C114-11, ces mesures devant 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 rejetées et non recyclées sous la forme non carbonatée à l’entrée du four ou utiliser une valeur de 0;
8° déterminer trimestriellement les teneurs en oxyde de calcium et en oxyde de magnésium restant dans les poussières rejetées et non recyclées suite à l’oxydation ou utiliser une valeur de 0;
9° déterminer trimestriellement la quantité de poussières rejetées 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;
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 norme ASTM C114-11.
QC.4.5. Méthodes d’estimation des données manquantes
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° lorsque les émissions sont calculées à l’aide d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, la méthode prévue au paragraphe 2 de QC.1.6 doit être utilisée;
2° pour les données nécessaires au calcul des émissions de CO2 attribuables à la calcination et à l’oxydation du carbone organique, une nouvelle analyse doit être effectuée;
3° pour chaque donnée de production de clinker manquante, 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;
4° pour chaque donnée de matières premières consommées manquante, 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.
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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit 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° les émissions annuelles de gaz à effet de serre autres correspondant aux émissions visées au paragraphe 1, en tonnes métriques en équivalent CO2.
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
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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit 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 millions de mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des gaz;
b) en kilolitres dans le cas des liquides;
c) en tonnes métriques dans le cas des solides autres que la biomasse;
d) en tonnes métriques sèches dans le cas des combustibles solides issus de la biomasse;
3° la production annuelle d’hydrogène, en millions de mètres cubes aux conditions de référence;
4° la teneur en carbone moyenne de chaque matière première;
5° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion, calculées 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° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes correspondant aux émissions visées au paragraphe 1, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant aux émissions visées au paragraphe 5, en tonnes métriques en équivalent CO2.
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.
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 gazeuses, 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 gazeuse consommée dans le mois j, en mètres cubes aux conditions de référence;
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 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;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques.
2° dans le cas des matières premières liquides, 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 liquide 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 kilogrammes de carbone par kilogramme de matière première;
3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques.
3° dans le cas des matières premières solides, 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 solide consommée dans le mois j, en kilogrammes;
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;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques.
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° utiliser les méthodes d’analyse suivantes afin de mesurer la teneur en carbone moyenne de chaque type de matières premières:
a) dans le cas des matières premières solides, conformément aux normes ASTM D2013/D2013M-09 intitulée «Standard Practice for Preparing Coal Samples for Analysis», ASTM D2234/D2234M-10 intitulée «Standard Practice for Collection of a Gross Sample of Coal», ASTM D3176-09 intitulée «Standard Practice for Ultimate Analysis of Coal and Coke», ASTM D6609-08 intitulée «Standard Guide for Part-Stream Sampling of Coal», ASTM D6883-04 intitulée «Standard Practice for Manual Sampling of Stationary Coal from Railroad Cars, Barges, Trucks, or Stockpiles» ou ASTM D7430-10b intitulée «Standard Practice for Mechanical Sampling of Coal»;
b) dans le cas des matières premières liquides, conformément aux normes ASTM D2597-10 intitulée «Standard Test Method for Analysis of Demethanized Hydrocarbon Liquid Mixtures Containing Nitrogen and Carbon Dioxide by Gas Chromatography», ASTM D4057-06 intitulée «Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products», ASTM D4177-95 (2010) intitulée «Standard Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products», ISO 3170:2004 intitulée «Produits pétroliers liquides -- Échantillonnage manuel» ou ISO 3171:1988 intitulée «Produits pétroliers liquides -- Échantillonnage automatique en oléoduc»;
c) dans le cas des matières premières gazeuses, conformément aux normes UOP539-97 intitulée «Refinery Gas Analysis by Gas Chromatography» ou GPA 2261-00 intitulée «Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography».
QC.6.5. Méthodes d’estimation des données manquantes
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° lorsque les émissions sont calculées à l’aide d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, la méthode prévue au paragraphe 2 de QC.1.6 doit être utilisée;
2° pour chaque donnée de matières premières consommées manquante, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;
3° chaque donnée de teneur en carbone ou masse moléculaire manquante doit être remplacée 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 après la période pour laquelle la donnée est manquante.
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 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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit comprendre les renseignements suivants:
1° pour tous les types d’installation :
a) les émissions annuelles de CO2 et de CH4 calculées pour chaque installation, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion, calculées 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 de 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 des matières nécessaires à la production de coke métallurgique visées aux sous-paragraphes b à g.1 et des matières dérivées de celles-ci, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière;
h.1) les facteurs d’émission de CH4 déterminés par l’émetteur et les méthodes d’estimation de ces derniers;
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 des matières nécessaires à la production du fer ou de l’acier visées aux sous-paragraphes b à g et des matières dérivées de celles-ci, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière;
i) les facteurs d’émission de CH4 déterminés par l’émetteur et leurs méthodes d’estimation;
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 qui contient du carbone, qui entre dans la production d’aggloméré et qui contribue pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;
c) la consommation annuelle de chaque matière première utilisée pour la production d’aggloméré, autre que les matières qui contiennent du carbone, 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 des matières nécessaires à la production d’aggloméré visées aux sous-paragraphes b à e et des matières dérivées de celles-ci, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière;
g) les facteurs d’émission de CH4 déterminés par l’émetteur et leurs méthodes d’estimation;
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 des matières nécessaires à la production de l’acier visées aux sous-paragraphes b à i et des matières dérivées de celles-ci, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière;
k) les facteurs d’émission de CH4 déterminés par l’émetteur et leurs méthodes d’estimation;
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 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 de l’acier liquide introduit avant la décarburation, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier liquide;
d) la teneur en carbone 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 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 des matières nécessaires à la production du fer visées aux sous-paragraphes b à f et des matières dérivées de celles-ci, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière;
h) les facteurs d’émission de CH4 déterminés par l’émetteur et leurs méthodes d’estimation;
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 des matières nécessaires à la production du fer visées aux sous-paragraphes b à g et des matières dérivées de celles-ci, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière;
i) les facteurs d’émission de CH4 déterminés par l’émetteur et leurs méthodes d’estimation;
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, 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 des matières nécessaires à la production de boulettes visées aux sous-paragraphes b à d et des matières dérivées de celles-ci, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière;
f) les quantités annuelles de chaque matière première consommée, autre que les boulettes non cuites, en tonnes métriques;
g) les émissions annuelles relatives à chaque type de boulettes de concentré produites, en tonnes métriques en équivalent CO2;
10° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.7.6 ont été utilisées;
11° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes correspondant au total des émissions visées aux sous-paragraphes a des paragraphes 2 à 9, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant aux émissions visées au sousparagraphe b du paragraphe 1, en tonnes métriques en équivalent CO2;
c) les émissions annuelles de CH4 autres correspondant au total des émissions visées aux sous-paragraphes a des paragraphes 2 à 9, en tonnes métriques en équivalent CO2;
12° la quantité annuelle d’acier produit à la sortie de chaque laminoir, en tonnes métriques;
13° la quantité annuelle d’acier forgé produit, 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.
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
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, 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;
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 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 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 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 des résidus en provenance du système de captation et d’épuration, 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 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
_ _
| (FL × TCFL) + (AR × TCAR) + (AF × TCAF) + (MC × TCMC) |
CO2,CO | | × 3,664
|- (AL × TCAL) - (LA × TCLA) - (GCO × TCGCO) - (R × TCR)|
|_ _|
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 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 de l’acier recyclé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier recyclé;
AF = Quantité annuelle de chaque agent de flux utilisé, en tonnes métriques;
TCAF = Teneur en carbone de chaque agent de flux, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’agent de flux;
MC = Consommation annuelle de chaque matière carbonée qui contribue pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;
TCMC = Teneur en carbone de chaque matière carbonée, 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 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 du laitier, 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 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 des résidus en provenance du système antipollution, 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 chaque matière carbonée qui contribue pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;
TCMC = Teneur en carbone de chaque matière carbonée, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière 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, en tonnes métriques;
TCMP,j = Teneur en carbone de la matière première j autre que les matières carbonées, nécessaire à la production d’aggloméré, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière première j;
AGGL = Production d’aggloméré, en tonnes métriques;
TCAGGL = Teneur en carbone 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 des résidus en provenance du système antipollution, 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 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 de l’acier recyclé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier recyclé;
AF = Quantité annuelle de chaque agent de flux utilisé, en tonnes métriques;
TCAF = Teneur en carbone de chaque agent de flux 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 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 qui contribue pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;
TCMC,i = Teneur en carbone 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 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 du laitier, 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 des résidus en provenance du système antipollution, 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, 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, en tonnes métriques;
AL = Quantité d’acier liquide en fusion introduit dans le procédé de décarburation à l’argon-oxygène, en tonnes métriques;
TCAL,in = Teneur en carbone de l’acier liquide avant la décarburation, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’acier liquide en fusion;
TCAL,out = Teneur en carbone de l’acier liquide après la décarburation, 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 des résidus en provenance du système antipollution, 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 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, en tonnes métriques;
TCMP, i = Teneur en carbone 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 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 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 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 des résidus en provenance du système antipollution, 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, en tonnes métriques;
TCMP, i = Teneur en carbone 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 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 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 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 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 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 des résidus en provenance du système antipollution, 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:
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 de boulettes non cuites, en tonnes métriques;
TCBNC = Teneur en carbone des boulettes non cuites, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de boulettes non cuites;
BC = Quantité de boulettes cuites par le procédé de cuisson, en tonnes métriques;
TCBC = Teneur en carbone 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 des résidus en provenance du système antipollution, 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 et QC.7.4.2.
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.1.3.4.
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.7.5 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure
QC.7.5.1 Teneur en carbone
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 utiliser les données indiquées par le fournisseur ou déterminer la teneur en carbone en analysant un minimum de 3 échantillons représentatifs 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 norme ASTM C25-06 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 norme ASTM D5373-08 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 norme ASTM D7582-10 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 norme ASTM E1019-08 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 norme ASM CS-104 UNS G10460 intitulée «Carbon Steel of Medium Carbon Content» et publiée par ASM International;
b) la norme ISO/TR 15349-1:1998 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 norme ISO/TR 15349-3:1998 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 norme ASTM E415-08 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 norme ASTM E1915-09 intitulée «Standard Test Methods for Analysis of Metal Bearing Ores and Related Materials for Carbon, Sulfur, and Acid-Base Characteristics».
QC.7.5.2 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
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone, elle doit être remplacée 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 après la période pour laquelle la donnée est manquante;
2° lorsque la donnée manquante est la quantité de matières premières consommées mensuellement, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés.
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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit comprendre les renseignements suivants:
1° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O, en tonnes métriques;
2° les émissions annuelles de CO2 attribuables au procédé de production 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) les productions mensuelles et annuelle en tonnes métriques;
c) les teneurs mensuelles d’oxyde de calcium dans la chaux, en tonnes métriques d’oxyde de calcium par tonne métrique de chaux;
d) les teneurs mensuelles d’oxyde de magnésium dans la chaux, en tonnes métriques d’oxyde de magnésium par tonne métrique de chaux;
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 trimestrielles des sous-produits calcinés et des résidus générés, en tonnes métriques;
c) les teneurs trimestrielles 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;
d) les teneurs trimestrielles 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;
e) les quantités annuelles de sous-produits calcinés et de résidus vendus, en tonnes métriques;
5° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion de combustibles dans tous les fours calculées conformément au paragraphe 2 de QC.8.3.2, en tonnes métriques;
6° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation de tous les équipements fixes de combustion, à l’exception des fours de calcination, calculées 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° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
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 au total des émissions visées aux paragraphes 5 et 6, en tonnes métriques en équivalent CO2.
QC.8.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2 attribuables à l’utilisation des fours
Les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation des fours doivent être calculées conformément à l’une des deux méthodes de calcul prévues à QC.8.3.1 et QC.8.3.2.
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 doivent être calculées selon les méthodes suivantes:
1° les émissions de CO2 attribuables à l’utilisation des fours doivent être calculées, pour chaque type de chaux, selon l’équation 8-1:
Équation 8-1
Où:
CO2 = Émissions de CO2 attribuables à l’utilisation des fours, en tonnes métriques;
i = Mois;
k = Nombre total de types de chaux;
j = Type de chaux;
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;
a) le facteur d’émission de CO2 mensuel de la chaux (FEC) doit être calculé, pour chaque type de chaux, selon l’équation 8-2:
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;
b) le facteur d’émission de CO2 trimestriel des sous-produits calcinés et des résidus (FESPC) doit être calculé, pour chaque type de sous-produits calcinés et de résidus, selon l’équation 8-3:
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;
2° les émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la combustion des combustibles utilisés dans les fours doivent être calculées 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 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 norme ASTM C25-06 intitulée «Standard Test Methods for Chemical Analysis of Limestone, Quicklime, and Hydrated Lime» ou au document «CO2 Emissions Calculation Protocol for the Lime Industry» publié par la National Lime Association et révisé en février 2008;
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 le document «CO2 Emissions Calculation Protocol for the Lime Industry» publié par la National Lime Association et révisé en février 2008.
QC.8.5. Méthodes d’estimation des données manquantes
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° lorsque les émissions sont calculées à l’aide d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, la méthode prévue au paragraphe 2 de QC.1.6 doit être utilisée;
2° pour chaque donnée manquante de la quantité de chaux produite et de la quantité de sous-produits calcinés et de résidus, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;
3° pour les données nécessaires à l’estimation des teneurs mensuelles d’oxyde de calcium et d’oxyde de magnésium, une nouvelle analyse doit être effectuée.
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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit 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 conformément à QC.2, en tonnes métriques;
2° les émissions annuelles de CO2, 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 dioxyde 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 autres que les torches et les équipements antipollution, calculées conformément à QC.1.3 et QC.1.4, en tonnes métriques;
6.1° les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de production d’hydrogène, calculées 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 millions de mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des gaz;
b) en kilolitres dans le cas des liquides;
c) en tonnes métriques dans le cas des solides autres que la biomasse;
d) en tonnes métriques sèches dans le cas des combustibles solides issus de la biomasse;
13° la consommation annuelle de chaque type de combustible qui émet du CO2, du CH4 ou du N2O, soit:
a) en millions de mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des gaz;
b) en kilolitres dans le cas des liquides;
c) en tonnes métriques dans le cas des solides autres que la biomasse;
d) en tonnes métriques sèches dans le cas des combustibles solides issus de la biomasse;
14° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O provenant de la calcination du coke, en tonnes métriques;
15° les émissions annuelles de CH4 provenant des réseaux de purge, en tonnes métriques;
16° les émissions annuelles de CH4 provenant des opérations de chargement, en tonnes métriques;
17° les émissions annuelles de CH4 provenant de la cokéfaction différée, 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° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 2, 6.1, 14 et 17, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 1 et 6, en tonnes métriques en équivalent CO2;
c) les émissions annuelles de gaz à effet de serre autres correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 3 à 5, 7 à 11 et 15 et 16, en tonnes métriques en équivalent CO2;
20° la quantité annuelle de pétrole brut raffiné, en kilolitres;
21° la charge totale d’alimentation de la raffinerie, en kilolitres.
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.9.3.9.
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, calculé conformément à l’équation 9-2 ou déterminée par l’émetteur, en kilogrammes;
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;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;
Équation 9-2
CBj = K1Qr × (%CO2 + %CO) + K2Qa - K3Qr × (%CO/2 + %CO2 + %O2) + K3Qoxy × %02,oxy
Où:
CBj = Consommation horaire de coke brûlé, en kilogrammes;
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;
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 régénératin 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.
Dans le cas où il n’y a aucun appareil de postcombustion, le pourcentage est de zéro;
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 kilogrammes par cycle de régénération i;
TC = Teneur en carbone du coke brûlé, mesuré ou estimé 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;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;
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, 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 x, où x = CO2, CH4 ou N2O, issues des évents des équipements de procédé, en tonnes métriques;
n = Nombre de périodes de ventilation effectuées au cours de l’année;
i = Ventilation;
DEi = Débit de l’évent 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 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

_ _
| MM |
|____| 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, 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 au cours, 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 dioxyde de soufre
Les émissions annuelles de CO2 issues des unités de récupération de dioxyde 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 dioxyde de soufre, en tonnes métriques;
DV = Débit volumétrique annuel des gaz vers les unités de récupération de dioxyde 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 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 sulfure d’hydrogène obtenue par un échantillonnage à la source et une analyse effectués annuellement, en pourcentage exprimé sous la forme décimale, ou 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 de combustion à la torche pendant la période de mesure p, en 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

_ _
| MMn |
|_____| 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;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;
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 de combustion à la torche pendant la période de mesure p, en 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 mètre cube;
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) × ___
MMP


Où:
Torchep = Volume du gaz de combustion à la torche pendant la période de mesure p, en 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;
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, arrêts et défectuosités, en tonnes métriques;
n = Nombre annuel de démarrages, arrêts et défectuosités;
p = Période de démarrage, arrêt ou défectuosité;
(TorcheDAD)p = Volume du gaz de combustion à la torche par période p de démarrage, arrêt et défectuosité, en 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;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;
4° les émissions de CH4 attribuables à la combustion des hydrocarbures aux torches doivent être calculées selon l’équation 9-14:
Équation 9-14
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 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, en kilogrammes par kilomole ou, lorsqu’un débitmètre massique est utilisé pour mesurer le débit du gaz p en kilogrammes, remplacer

_ _
| MMp |
|_____|
|CVM |
|_ _| par 1
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;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques.
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 × 0,1
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 millions de barils;
0,1 = Facteur d’émission par défaut pour les réservoirs de stockage, en tonnes métriques de CH4 par million de barils;
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;
4086,44 = Facteur de corrélation de l’équation, en mètres cubes aux conditions de référence par million de barils par kilopascal;
Qnt = Quantité annuelle de pétrole brut non traité, en millions de barils;
/\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;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques.
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’un 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
Où:
CH4 = Émissions annuelles de CH4 attribuables au procédé de cokéfaction différée, en tonnes métriques;
N = Nombre annuel d’ouvertures des réacteurs de mêmes dimensions de l’unité de cokéfaction;
H = Hauteur du réacteur, en mètres;
Pr = Pression manométrique du réacteur lorsqu’il est ouvert à l’atmosphère, avant l’opération de découpage du lit de coke. Lorsque la méthode prévue au paragraphe 2 est utilisée, il s’agit de la pression manométrique du réacteur au moment où les gaz de dépressurisation sont initialement relâchés à l’atmosphère, en kilopascals;
101,325 = Pression atmosphérique en kilopascals;
fvol = Fraction de vide volumétrique du réacteur avant l’injection d’eau ou de vapeur d’eau, en mètres cubes de gaz aux conditions de référence par mètre cube du réacteur;
¶ = Nombre, Pi, soit 3,1416;
D2 = Diamètre du réacteur, en mètres carrés;
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;
FMCH4 = Fraction molaire moyenne du CH4 dans les gaz de cokéfaction du réacteur, basée sur l’analyse d’au moins 2 échantillons par année prélevés à un minimum de 4 mois d’intervalle, en kilomoles de CH4 par kilomole de gaz sur une base humide;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;
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.9.4.1. 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) 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 utilisée 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 dioxyde de soufre
Dans le cas de la récupération de dioxyde de soufre, l’émetteur doit mesurer le débit volumétrique de gaz acide vers les unités de récupération de dioxyde 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 sulfure d’hydrogène.
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 la méthode prévue au paragraphe 1 du deuxième alinéa de QC.9.3.5, mesurer quotidiennement les paramètres permettant de déterminer la teneur en carbone du gaz de torche;
3° lorsqu’il utilise la méthode prévue au paragraphe 2 du deuxième alinéa de QC.9.3.5, 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 norme ASTM D3176-09 intitulée «Standard Practice for Ultimate Analysis of Coal and Coke»;
2° la norme ASTM D5291-10 intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants»;
3° la norme ASTM D5373-08 intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal».
QC.9.5. Méthodes d’estimation des données manquantes
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° chaque donnée manquante de teneur en carbone, masse moléculaire et pouvoir calorifique supérieur du combustible doit être remplacée 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 après la période pour laquelle la donnée est manquante;
2° pour chaque donnée manquante de concentration de CO2, de CH4, de N2O, de monoxyde de carbone ou d’oxygène et de débit de gaz, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés.
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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit 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 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 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 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 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 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 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° les émissions annuelles de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 1 et 3, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 3.1 et 4, en tonnes métriques en équivalent CO2;
c) les émissions annuelles de gaz à effet de serre autres correspondant aux émissions visées au paragraphe 2, en tonnes métriques en équivalent CO2;
10° la production annuelle de chaque produit de pâtes et papiers fabriqué, en tonnes métriques de produits vendables séchés à l’air.
QC.10.3. 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 fabrication de produits de pâtes et papiers doivent être calculées conformément aux méthodes de calcul prévues à QC.10.3.1 et QC.10.3.3.
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.
Le pouvoir calorifique supérieur ou la teneur en carbone de la biomasse doivent être déterminés par l’émetteur conformément à QC.10.4.
QC.10.3.2. Calcul des émissions de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à la l’ajout de composés de tpe «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 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 d’un système de mesure et d’enregistrement en continu;
1.1° déterminer le pouvoir calorifique supérieur de la liqueur usée de cuisson conformément à la norme TAPPI T 684 om-11 (R2011) intitulée «Gross heating value of black liquor»;
2° mesurer la teneur mensuelle en carbone de la liqueur usée de cuisson conformément à la norme ASTM D5373-08 intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal» ou à la norme ASTM 5291 intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricant»;
3° afin de déterminer la consommation de carbonate, utiliser les données indiquées par le fournisseur de carbonate ou peser le carbonate utilisé 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;
4° mesurer la teneur en carbonate de chaque composé de type «carbonate» selon l’une des méthodes suivantes:
a) utiliser les données sur la teneur en carbonate indiquées par le fournisseur du composé;
b) utiliser le facteur d’émission indiqué au tableau 25-1 prévu à QC.25.6;
c) recueillir mensuellement des échantillons des carbonates utilisés conformément à la norme ASTM C25-06 intitulée «Standard Test Methods for Chemical Analysis of Limestone, Quicklime, and Hydrated Lime», la norme ASTM C1301-95 (2009) e1 intitulée «Standard Test Method for Major and Trace Elements in Limestone and Lime by Inductively Coupled Plasma-Atomic Emission Spectroscopy (ICP) and Atomic Absorption (AA)» ou la norme ASTM C1271-99 (2006) intitulée «Standard Test Method for X-ray Spectrometric Analysis of Lime and Limestone».
QC.10.5. Méthodes d’estimation des données manquantes
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone ou le pouvoir calorifique supérieur de la liqueur usée de cuisson, une nouvelle analyse doit être effectuée conformément à QC.10.4;
2° lorsque la donnée manquante est la quantité ou le débit massique de liqueur usée de cuisson produite, la donnée de remplacement doit être la plus petite valeur entre la masse ou le débit maximal alimentant le four ou la masse ou le débit maximal pouvant être mesuré par le système de mesure et d’enregistrement en continu;
3° lorsque la donnée manquante est la quantité mensuelle des composés de type «carbonate», la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés ou sur les données utilisées à des fins d’inventaire;
4° lorsque la donnée manquante est la teneur en carbonate dans les composés de type «carbonate», la donnée de remplacement doit être la valeur par défaut de 1,0.
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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit 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 conformément à QC.1, en tonnes métriques;
3° les consommations mensuelles 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° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes correspondant aux émissions visées au paragraphe 1, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant aux émissions visées au paragraphe 2, en tonnes métriques en équivalent CO2;
5° (paragraphe abrogé);
6° (paragraphe abrogé);
7° (paragraphe abrogé);
8° (paragraphe abrogé);
9° (paragraphe abrogé).
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 CO 2 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 norme ASTM E359-00 (2005) e1 intitulée «Standard Test Methods for Analysis of Soda Ash (Sodium Carbonate)»;
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
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° lorsque les émissions sont calculées à l’aide d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, la méthode prévue au paragraphe 2 de QC.1.6 doit être utilisée;
2° chaque donnée mensuelle de teneur en carbone inorganique du minerai de trona ou du carbonate de sodium manquante doit être remplacée 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 après la période pour laquelle la donnée est manquante;
3° pour chaque donnée mensuelle de quantité de minerai de trona ou de carbonate de sodium manquante, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés ou au moyen du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire;
4° pour chaque donnée manquante de concentration horaire de CO2, de débit volumétrique du gaz ou de 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;
5° pour chaque donnée mensuelle de débit massique du gaz à la sortie de l’évent de l’extracteur ou de l’évaporateur manquante, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés ou à l’aide de la plus petite valeur entre la capacité maximale de l’évent ou le débit maximal pouvant être mesuré par le débitmètre.
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 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 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 chloruration 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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit 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 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 conformément à QC.2, en tonnes métriques;
2.1° les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de production d’hydrogène, calculées conformément à QC.6, en tonnes métriques;
3° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à chaque procédé pétrochimique, calculées conformément à QC.12.3.1, en tonnes métriques;
4° les émissions annuelles de CO2 attribuables à la régénération de catalyseurs, calculées conformément à QC.12.3.2, en tonnes métriques;
5° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables aux torches et autres équipements antipollution, calculées conformément à QC.12.3.3, en tonnes métriques;
6° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O issues des évents des équipements de procédé, calculées conformément à QC.12.3.4, en tonnes métriques;
7° les émissions annuelles de CH4 provenant des émissions fugitives des composantes d’équipements, calculées conformément à QC.12.3.5, en tonnes métriques;
8° les émissions annuelles de CH4 issues des réservoirs de stockage, calculées conformément à QC.12.3.6, en tonnes métriques;
9° les émissions annuelles de CH4 et de N2O attribuables au traitement des eaux usées, calculées conformément à QC.12.3.7, en tonnes métriques;
10° les émissions annuelles de CH4 attribuables aux séparateurs huile-eau, calculées conformément à QC.12.3.8, 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 millions de mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des gaz;
b) en kilolitres dans le cas des liquides;
c) en tonnes métriques dans le cas des solides autres que la biomasse;
d) en tonnes métriques sèches dans le cas des combustibles solides issus de la biomasse;
12° les teneurs moyennes mensuelles en carbone des matières consommées ou produits, en kilogrammes de carbone par kilogramme de matières consommées ou produits;
13° les masses moléculaires moyennes mensuelles des gaz consommés ou 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° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 2.1, 3 et 4, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 1 et 2, en tonnes métriques en équivalent CO2;
c) les émissions annuelles de gaz à effet de serre autres correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 5 à 10, en tonnes métriques en équivalent CO2.
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.12.3.8.
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 matière première et le produit sont sous forme gazeuse, selon l’équation 12-1:
Équation 12-1
Où:
CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à chaque procédé pétrochimique, en tonnes métriques;
n = Mois;
j = Nombre de matières premières;
k = Nombre de produits;
i = Type de gaz;
(VGA)i,n = Volume du gaz i à l’alimentation pour le mois n, en mètres cubes aux conditions de référence;
(TCGA)i,n= Teneur moyenne en carbone du gaz i pour le mois n dans l’alimentation, en kilogrammes de carbone par kilogramme de gaz d’alimentation;
(MMGA)i = Masse moléculaire moyenne mensuelle du gaz i, en kilogrammes par kilomole ou, lorsqu’un débitmètre massique est utilisé pour mesurer le débit du gaz à l’alimentation en kilogrammes 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)i,n = Volume du gaz i produit pour le mois n en mètres cubes aux conditions de référence;
(TCGP)i,n= Teneur moyenne en carbone du gaz produit i durant le mois n, en kilogrammes de carbone par kilogramme de gaz produit;
(MMGP)i = Masse moléculaire moyenne mensuelle du gaz i, en kilogrammes par kilomole;
3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;
2° dans le cas où la matière première et le produit sont sous forme liquide ou solide, selon l’équation 12-2:
Équation 12-2
Où:
CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à chaque procédé pétrochimique, en tonnes métriques;
n = Mois;
j = Nombre de matières premières;
k = Nombre de produits;
i = Type de matière première;
(QA)i,n = Quantité de matière première i consommée durant le mois n, en kilogrammes;
(TCA)i,n= Teneur moyenne en carbone de la matière première i pour le mois n, en kilogrammes de carbone par kilogramme de matière première;
(QP)i,n = Quantité de produit i pour le mois n, en kilogrammes;
(TCP)i,n= Teneur moyenne en carbone du produit i pour le mois n, en kilogrammes de carbone par kilogramme de produit;
3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques.
QC.12.3.2. Calcul des émissions de CO2 attribuables à la régénération de catalyseurs
Les émissions annuelles de CO2 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. Calcul des émissions de CH4 et de N2O attribuables au traitement des eaux usées
Les émissions annuelles de CH4 et N2O attribuables au traitement des eaux usées doivent être calculées conformément à QC.9.3.7.
QC.12.3.8. Calcul des émissions de CH4 attribuables aux séparateurs huile-eau
Les émissions annuelles de CH4 attribuables aux séparateurs huile-eau doivent être calculées conformément à QC.9.3.8.
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. Émissions fugitives des composantes du réseau
Dans le cas des émissions fugitives des composantes du réseau d’alimentation, l’émetteur doit mesurer les paramètres conformément à QC.9.4.9.
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
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° pour chaque donnée de teneur en carbone ou de masse moléculaire manquante, elle doit être remplacée 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 après la période pour laquelle la donnée est manquante;
2° pour chaque donnée de la quantité de matières premières ou de produits manquante, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés.
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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit 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 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° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant aux émissions visées au paragraphe 1.1, en tonnes métriques en équivalent CO2;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre autres correspondant aux émissions visées au paragraphe 1, en tonnes métriques.
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, 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 norme ASTM D6348-03 (2010) intitulée «Standard Test Method for Determination of Gaseous Compounds by Extractive Direct Interface Fourier Transform Infrared (FTIR) Spectroscopy»;
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 sousparagraphe 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
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° chaque donnée mensuelle de production d’acide adipique manquante doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés ou au moyen du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire;
2° pour chaque donnée manquante déterminée à partir du test de performance, en incluant le facteur d’émission de N2O, le taux de production et la concentration en N2O, un nouveau test de performance doit être effectué.
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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit comprendre les renseignements suivants:
1° les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de plomb, en tonnes métriques;
2° les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation dans le four de chaque matériau contenant du carbone, 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 conformément à QC.1, en tonnes métriques;
3° la quantité annuelle de chaque matériau contenant du carbone utilisé dans le four, en tonnes métriques;
4° la teneur en carbone de chaque matériau contenant du carbone utilisé dans le four, 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.14.5 ont été utilisées;
6° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
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 plomb produit, en tonnes métriques.
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, un matériau contribuant pour moins de 0,5% du carbone total dans le procédé pouvant être exclu par l’émetteur, en tonnes métriques;
TCi = Teneur en carbone dans chaque matériau i utilisé, en kilogrammes de carbone par kilogramme de matériau;
3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.
QC.14.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure
L’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui produit du plomb doit:
1° obtenir annuellement la teneur en carbone de chaque matériau contenant du carbone utilisé dans le four, soit en utilisant les données indiquées par le fournisseur du matériau, soit en utilisant les méthodes suivantes, à l’aide d’un minimum de 3 échantillons représentatifs:
a) dans le cas des agents réducteurs solides et des électrodes de carbone, conformément à la norme ASTM D5373-08 intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal»;
b) dans le cas des agents réducteurs liquides, conformément à la norme ASTM D2502-04 (2009) intitulée «Standard Test Method for Estimation of Molecular Weight (Relative Molecular Mass) of Petroleum Oils From Viscosity Measurements», la norme ASTM D2503-92 (2007) intitulée «Standard Test Method for Relative Molecular Mass (Molecular Weight) of Hydrocarbons by Thermoelectric Measurement of Vapor Pressure», la norme ASTM D3238-95 (2010) intitulée «Standard Test Method for Calculation of Carbon Distribution and Structural Group Analysis of Petroleum Oils by the n-d-M Method» ou la norme ASTM D5291-10 intitulée « Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants»;
c) dans le cas des agents réducteurs gazeux, conformément à la norme ASTM D1945-03 (2010) intitulée «Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatograph» ou la norme ASTM D1946-90 (2006) intitulée «Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography»;
d) dans le cas des matériaux dérivés de matières résiduelles, en opérant le four avec et sans les matériaux dérivés de matières résiduelles tout en gardant la composition des autres matériaux contenant du carbone constante;
2° calculer la quantité annuelle de chaque matériau contenant du carbone utilisé dans le four en additionnant les quantités mensuelles de matériaux, 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
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° lorsque les émissions sont calculées à l’aide d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, la méthode prévue au paragraphe 2 de QC.1.6 doit être utilisée;
2° pour chaque donnée de teneur en carbone manquante, une nouvelle analyse doit être effectuée;
3° pour chaque donnée de quantité de matériau contenant du carbone manquante, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés ou au moyen du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire.
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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit comprendre les renseignements suivants:
1° les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de zinc, en tonnes métriques;
2° les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation dans le four de chaque matériau contenant du carbone, 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 conformément à QC.1, en tonnes métriques;
3° la quantité annuelle de chaque matériau contenant du carbone utilisé dans le four, en tonnes métriques;
4° la teneur en carbone de chaque matériau contenant du carbone utilisé dans le four, 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° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
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.
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, un matériau contribuant pour moins de 0,5% du carbone total dans le procédé pouvant être exclu par l’émetteur, en tonnes métriques;
TCi = Teneur en carbone de chaque matériau i utilisé, en kilogrammes de carbone par kilogramme de matériau;
3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.
QC.15.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure
L’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui produit du zinc doit:
1° obtenir annuellement la teneur en carbone de chaque matériau contenant du carbone utilisé dans le four, soit en utilisant les données indiquées par le fournisseur du matériau, soit selon les méthodes suivantes:
a) dans le cas des minerais contenant du zinc, conformément à la norme ASTM E1941-04 intitulée «Standard Test Method for Determination of Carbon in Refractory and Reactive Metals and Their Alloys»;
b) dans le cas des agents réducteurs et des électrodes de carbone, conformément à la norme ASTM D5373-08 intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal»;
c) dans le cas des fondants, conformément à la norme ASTM C25-06 intitulée «Standard Test Methods for Chemical Analysis of Limestone, Quicklime, and Hydrated Lime»;
d) dans le cas des matériaux dérivés de matières résiduelles, en opérant le four avec et sans les matériaux dérivés de matières résiduelles tout en gardant la composition des autres matériaux contenant du carbone constante;
2° calculer la quantité annuelle de chaque matériau contenant du carbone entrant dans le four en pesant les matériaux 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
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° lorsque les émissions sont calculées à l’aide d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, la méthode prévue au paragraphe 2 de QC.1.6 doit être utilisée;
2° pour chaque donnée de teneur en carbone manquante, une nouvelle analyse doit être effectuée;
3° pour chaque donnée de quantité de matériau contenant du carbone manquante, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés ou au moyen du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire.
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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit 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 mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des gaz;
b) en kilolitres dans le cas des liquides;
c) en tonnes métriques dans le cas des solides autres que les biocombustibles solides;
d) en tonnes métriques sèches dans le cas des biocombustibles solides;
3° lorsque la teneur en carbone est utilisée pour calculer les émissions de CO2, la teneur en carbone moyenne 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 de chaque type de combustible, soit:
a) en gigajoules par tonne métrique dans le cas des combustibles solides;
b) en gigajoules par kilolitre dans le cas des combustibles liquides;
c) en gigajoules par mètre cube dans le cas des combustibles gazeux;
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, 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 CO2 attribuables à l’entreposage du charbon calculées conformément à QC.5, en tonnes métriques;
12° la quantité annuelle d’absorbant utilisé aux équipements d’épuration de gaz acides, 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° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes correspondant aux émissions visées au paragraphe 8, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant aux émissions visées au paragraphe 1, à l’exception des émissions reliées à la combustion de la biomasse, en tonnes métriques en équivalent CO2;
c) les émissions annuelles de gaz à effet de serre autres correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 9 et 10, en tonnes métriques en équivalent CO2.
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.
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, de CH4 et de N2O 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.1.3.2;
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.1.3.2;
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 et 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 et QC.1.3.4.
QC.16.3.3. Calcul des émissions de CO2 attribuables aux équipements d’épuration des gaz acides
Les émissions annuelles de CO2 attribuables aux équipements d’épuration des gaz acides 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.
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 = Système démarré;
INSTi = Quantité de HFC utilisés pour remplir le système i, en kilogrammes;
CAPi = Capacité nominale du système i, en kilogrammes;
m = Nombre d’entretiens, soit de remplissage ou de récupération, faits au cours de l’année;
j = Système entretenu;
REMPj = Quantité de HFC utilisés pour le remplissage lors de l’entretien du système j, en kilogrammes;
RECj = Quantité de HFC récupérés lors de l’entretien du système j, en kilogrammes;
p = Nombre d’équipements de refroidissement mis hors fonction durant l’année;
k = Système mis hors fonction;
CAPk = Capacité nominale du système k, en kilogrammes;
RETk = Quantité de HFC récupérés du système 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.
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.
QC.16.6.3. Épuration des gaz acides
L’émetteur 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
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, une donnée de remplacement doit être utilisée conformément à 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
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit 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 CO2 attribuables à la production de l’électricité visée au sous-paragraphe a, calculées conformément à QC.17.3.1, en tonnes métriques;
c) pour chaque installation identifiable faisant l’objet d’une déclaration d’émissions de CO2 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 CO2 attribuables à la production de l’électricité acquise de cette installation, en tonnes métriques;
vi. les émissions annuelles de CO2 de l’installation, en tonnes métriques;
d) pour chaque installation identifiable ne faisant pas l’objet d’une déclaration d’émissions de CO2 à l’un des organismes visés au sous-paragraphe c:
i. les renseignements prévus au sous-paragraphe c, i à v, le numéro d’identification n’étant requis que si attribué;
ii. chaque type de combustible utilisé pour la production d’électricité et leur pouvoir calorifique, soit:
— en gigajoules par tonne métrique dans le cas des combustibles solides;
— en gigajoules par kilolitre dans le cas des combustibles liquides;
— en gigajoules par mètre cube dans le cas des combustibles gazeux;
e) pour chaque installation identifiable pour laquelle les renseignements nécessaires au calcul des émissions de CO2 selon les équations 17-1 ou 17-2 prévues à QC.17.3.1 ne sont pas disponibles, ainsi que pour chaque installation non identifiable:
i. la province ou l’état d’où provient l’électricité acquise;
ii. la quantité totale d’électricité acquise, en mégawattheures, selon chaque province ou état;
iii. les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’électricité acquise, en tonnes métriques, selon chaque province ou état;
2° dans le cas de l’exportation d’électricité:
a) la quantité totale d’électricité exportée annuellement par l’entreprise, l’installation ou l’établissement, en mégawattheures;
b) les émissions annuelles totales de CO2 occasionnées ou évitées par l’exportation d’électricité, calculées conformément à QC.17.3.2, en tonnes métriques;
c) pour chaque installation identifiable faisant l’objet d’une déclaration d’émissions de CO2 conformément au présent règlement, selon chaque province ou état de destination:
i. les émissions annuelles de CO2 occasionnées ou évitées par l’exportation d’électricité produite par l’installation, en tonnes métriques;
ii. la quantité totale d’électricité produite par l’installation et exportée annuellement, en mégawattheures;
d) pour chaque installation identifiable ne faisant pas l’objet d’une déclaration d’émissions de CO2 conformément au présent règlement ainsi que pour chaque installation non identifiable, selon chaque province ou état de destination:
i. les émissions annuelles de CO2 occasionnées ou évitées par l’exportation d’électricité produite par l’installation, en tonnes métriques;
ii. la quantité d’électricité produite par l’installation et exportée annuellement, en mégawattheures.
Lorsqu’à l’égard d’une installation identifiable les renseignements visés à QC.17.3.2, 1, c, iii à vi et QC.17.3.2, d, ii ne sont pas disponibles pour une année de déclaration, l’émetteur peut fournir et utiliser aux fins du calcul des émissions de cette installation, conformément à QC.17.3.1, les renseignements de l’année la plus récente ne précédant pas de plus de 3 ans l’année de déclaration.
QC.17.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2
Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de l’électricité acquise de l’extérieur du Québec par une entreprise, une installation ou un établissement pour sa propre consommation ou pour fins de vente au Québec doivent être calculées conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.17.3.1. Les émissions annuelles de CO2 occasionnées ou évitées par l’exportation d’électricité doivent être calculées conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.17.3.2.
QC.17.3.1. Calcul des émissions de CO2 attribuables à la production de l’électricité acquise de l’extérieur du Québec et vendue ou consommée au Québec
Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de l’électricité acquise de l’extérieur du Québec et vendue ou consommée au Québec doivent être calculées en additionnant les émissions de CO2 attribuables à la production de cette électricité par les installations identifiables et par les installations non identifiables, lesquelles émissions sont calculées conformément aux méthodes suivantes:
1° dans le cas où l’installation identifiable fait l’objet d’une déclaration d’émissions de CO2 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, selon l’équation 17-1:
Équation 17-1
MWhimp
CO2 = CO2,i × __________

MWhn
Où:
CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de l’électricité acquise de l’extérieur du Québec et produite par l’installation identifiable, en tonnes métriques;
CO2, i = Émissions annuelles de CO2 attribuables à l’installation identifiable, en tonnes métriques;
MWhimp = Quantité totale d’électricité acquise de l’installation identifiable et consommée ou vendue au Québec annuellement, incluant une estimation, à partir de la barre omnibus de l’installation, des pertes occasionnées lors du transport, en mégawattheures;
MWhn = Production annuelle nette d’électricité de l’installation identifiable, en mégawattheures;
2° dans le cas où l’installation est identifiable mais ne fait pas l’objet d’une déclaration d’émissions de CO2 à l’un des organismes visés au paragraphe 1, selon l’équation 17-2:
Équation 17-2
Où:
CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de l’électricité acquise de l’extérieur du Québec et produite par l’installation identifiable, en tonnes métriques;
n = Nombre de combustibles utilisés annuellement par l’installation;
j = Chaque type de combustible;
Qj = Quantité de combustible j, soit:
— en tonnes métriques dans le cas des combustibles solides;
— en kilolitres dans le cas des combustibles liquides;
— en mètres cubes dans le cas des combustibles gazeux;
PCSj = Pouvoir calorifique supérieur du combustible j pour la production d’électricité, indiqué aux tableaux 1-1 ou 1-2 prévus à QC.1.7, soit:
— en gigajoules par tonne métrique dans le cas des combustibles solides;
— en gigajoules par kilolitre dans le cas des combustibles liquides;
— en gigajoules par mètre cube dans le cas des combustibles gazeux;
FEj = Facteur d’émission de CO2 du combustible j indiqué aux tableaux 1-2, 1-3, 1-4, 1-5 ou 1-6 prévus à QC.1.7, en kilogrammes de CO2 par gigajoule;
MWhimp = Quantité d’électricité acquise de l’installation identifiable et consommée ou vendue au Québec annuellement, incluant une estimation, à partir de la barre omnibus de l’installation, des pertes occasionnées par le transport, en mégawattheures;
MWhn = Production annuelle nette d’électricité de l’installation identifiable, en mégawattheures;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;
3° dans le cas où l’installation est identifiable mais que les renseignements nécessaires au calcul des émissions de CO2 selon les équations 17-1 ou 17-2 ne sont pas disponibles, ainsi que dans le cas où l’installation est non identifiable, selon l’équation 17-3:
Équation 17-3
CO2 = MWhimp × FED
Où:
CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de l’électricité acquise de l’extérieur du Québec et produite par l’installation identifiable ou non identifiable, en tonnes métriques;
MWhimp = Quantité d’électricité acquise de l’installation identifiable ou non identifiable et consommée ou vendue au Québec annuellement, en mégawattheures;
FED = Facteur d’émission de CO2 pour la province ou le marché nord-américain d’où provient l’électricité, indiqué au tableau 17-1 prévu à QC.17.4, en tonnes métriques de CO2 par mégawattheure, ou, lorsque l’électricité provient d’une installation identifiable nucléaire, hydroélectrique, hydrolienne, éolienne, solaire ou marée motrice, un facteur de 0; lorsque l’électricité provient d’une installation non identifiable, utiliser un facteur de 0,999.
QC.17.3.2. Calcul des émissions de CO2 occasionnées ou évitées par l’exportation d’électricité
Les émissions annuelles de CO2 occasionnées ou évitées par l’exportation d’électricité doivent être calculées en additionnant les émissions de CO2 attribuables à l’exportation d’électricité produite par les installations identifiables et par les installations non identifiables, lesquelles émissions sont calculées conformément aux méthodes suivantes:
1° dans le cas où l’installation est identifiable et fait l’objet d’une déclaration d’émissions de CO2 conformément à QC.16, selon l’équation 17-4:
Équation 17-4
- -
| MWhexp |
CO2 = | CO2,t × ______ | - (MWhexp × FED)
| |
| MWhn |
- -
Où:
CO2 = Émissions annuelles de CO2 occasionnées ou évitées par l’exportation d’électricité produite par l’installation identifiable, en tonnes métriques;
CO2,t = Émissions annuelles totales de CO2 attribuables à l’installation identifiable, en tonnes métriques;
MWhexp = Quantité totale d’électricité produite par l’installation identifiable et exportée annuellement, incluant une estimation, à partir de la barre omnibus de l’installation, des pertes occasionnées lors du transport, en mégawattheures;
MWhn = Production annuelle nette d’électricité de l’installation identifiable, en mégawattheures;
FED = Facteur d’émission de CO2 pour la province ou le marché nord-américain où est livrée l’électricité, indiqué au tableau 17-1 prévu à QC.17.4, en tonnes métriques de CO2 par mégawattheure;
2° dans le cas où l’installation est identifiable mais ne fait pas l’objet d’une déclaration d’émissions de CO2 conformément à QC.16 ainsi que dans le cas où l’installation est non identifiable, selon l’équation 17-5:
Équation 17-5
CO2 = MWhexp × (FEQC - FED)
Où:
CO2 = Émissions annuelles de CO2 occasionnées ou évitées par l’exportation d’électricité produite par l’installation identifiable ou non identifiable, en tonnes métriques;
MWhexp = Quantité d’électricité produite par l’installation identifiable ou non identifiable et exportée annuellement, en mégawattheures;
FEQC = Facteur d’émission de CO2 pour le Québec, indiqué au tableau 17-1 prévu à QC.17.4, en tonnes métriques de CO2 par mégawattheure;
FED = Facteur d’émission de CO2 pour la province ou le marché nord-américain où est livrée l’électricité, indiqué au tableau 17-1 prévu à QC.17.4, en tonnes métriques de CO2 par mégawattheure, ou, lorsque l’électricité provient d’une installation identifiable nucléaire, hydroélectrique, hydrolienne, éolienne, solaire ou marée motrice, un facteur de 0.
QC.17.4. Tableau
Tableau 17-1. Facteurs d’émission de CO2 par défaut pour les provinces canadiennes ainsi que pour certains marchés nord-américains, en tonnes métriques de CO2 par mégawattheure
(QC.17.3.1, 3, QC.17.3.2, 1 et 2)
_________________________________________________________________________________
| | |
| Provinces canadiennes et marchés nord- | Facteur d’émission par défaut (t/MWh)|
| américains | |
|_________________________________________|_______________________________________|
| | |
| Terre-Neuve-et-Labrador | 0,021 |
|_________________________________________|_______________________________________|
| | |
| Nouvelle-Écosse | 0,833 |
|_________________________________________|_______________________________________|
| | |
| Nouveau-Brunswick | 0,544 |
|_________________________________________|_______________________________________|
| | |
| Québec | 0,002 |
|_________________________________________|_______________________________________|
| | |
| Ontario | 0,167 |
|_________________________________________|_______________________________________|
| | |
| Vermont | 1,332 |
|_________________________________________|_______________________________________|
| | |
| New England Independent System Operator | 0,457 |
| (NE-ISO), comprenant en tout ou en | |
| partie les états suivants: | |
| - Connecticut | |
| - Massachusetts | |
| - Maine | |
| - Rhode Island | |
| - Vermont | |
| - New Hampshire | |
|_________________________________________|_______________________________________|
| | |
| New York Independant System Operator | 0,567 |
| (NY-ISO) | |
|_________________________________________|_______________________________________|
| | |
| Pennsylvania Jersey Maryland | 0,933 |
| Interconnection Regional Transmission | |
| Organization (PJM-RTO), comprenant en | |
| tout ou en partie les états suivants: | |
| - Delaware | |
| - Indiana | |
| - Illinois | |
| - Kentucky | |
| - Maryland | |
| - Michigan | |
| - New Jersey | |
| - Ohio | |
| - Pennsylvania | |
| - Virginia | |
| - West Virginia | |
| - District of Columbia | |
|_________________________________________|_______________________________________|
| | |
| Midwest Independent Transmission System | 0,999 |
| Operator (MISO-RTO), comprenant en tout | |
| ou en partie la province et les états | |
| suivants: | |
| - North Dakota | |
| - South Dakota | |
| - Minnesota | |
| - Iowa | |
| - Missouri | |
| - Wisconsin | |
| - Illinois | |
| - Michigan | |
| - Indiana | |
| - Ohio | |
| - Montana | |
| - Kentucky | |
|_________________________________________|_______________________________________|
QC.18. PRODUCTION DE NICKEL ET DE CUIVRE
QC.18.1. Sources visées
Les sources visées sont les procédés de production de nickel et de cuivre utilisés dans les fonderies et les raffineries.
Plus précisément, les procédés visés sont ceux liés à l’élimination des impuretés présentes dans le concentré de nickel ou de cuivre par l’ajout de réactifs carbonatés, à l’extraction des métaux présents dans les minerais oxydés à l’aide d’agents réducteurs et des matières servant à l’épuration des scories, à la consommation d’électrodes dans les fours à arc électrique et à l’utilisation de matières premières contenant du carbone, telles que les matières secondaires recyclées.
QC.18.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit comprendre les renseignements suivants:
1° les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de nickel et de cuivre, en tonnes métriques;
2° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion, calculées conformément à QC.1, en tonnes métriques;
3° les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation de réactifs carbonatés, en tonnes métriques;
4° les émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation d’agents réducteurs et de matières servant à l’épuration des scories, en tonnes métriques;
5° les émissions annuelles de CO2 attribuables au carbone contenu dans le minerai de nickel ou de cuivre traité, en tonnes métriques;
6° les émissions annuelles de CO2 attribuables à la consommation d’électrodes de carbone dans les fours à arc électrique, en tonnes métriques;
7° les émissions annuelles de CO2 attribuables au carbone contenu dans les matières premières contenant du carbone telles que les matières secondaires recyclées, en tonnes métriques;
8° la consommation annuelle de chaque réactif carbonaté, en tonnes métriques;
9° la teneur en carbone de chaque réactif carbonaté, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de réactif carbonaté;
10° la consommation annuelle de chaque agent réducteur et de chaque matière servant à l’épuration des scories, en tonnes métriques;
11° la teneur en carbone de chaque agent réducteur et de chaque matière servant à l’épuration des scories, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’agent réducteur;
12° la consommation annuelle d’électrodes de carbone, en tonnes métriques;
13° la teneur en carbone des électrodes de carbone, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’électrodes de carbone;
14° la quantité annuelle de minerai de nickel ou de cuivre transformé, en tonnes métriques;
15° la teneur en carbone du minerai de nickel ou de cuivre transformé, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de minerai;
16° la consommation annuelle des autres matières premières contenant du carbone et qui contribuent pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;
17° la teneur en carbone des autres matières premières contenant du carbone, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matières premières;
18° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.18.5 ont été utilisées;
19° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 3 à 7, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant aux émissions visées au paragraphe 2, en tonnes métriques en équivalent CO2;
20° la quantité de nickel produit, en tonnes métriques;
21° la quantité de cuivre produit, en tonnes métriques.
Les paragraphes 9, 11, 13, 15 et 17 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.18.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2
Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de nickel et de cuivre doivent être calculées conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.18.3.1 et QC.18.3.2.
QC.18.3.1. Utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions
Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de nickel et de cuivre 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.18.3.2. Calcul par bilans massiques
Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de nickel et de cuivre peuvent être calculées selon les méthodes prévues aux paragraphes 1 à 6 en fonction du procédé utilisé, soit:
1° dans le cas des procédés utilisés pour la production de nickel et de cuivre, selon l’équation 18-1:
Équation 18.1
CO2 = CO2,RC + CO2,AR + CO2,MIN + CO2,EL + CO2,MP
Où:
CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de nickel et de cuivre, en tonnes métriques;
CO2, RC = Émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation de réactifs carbonatés, calculées conformément à l’équation 18-2, en tonnes métriques;
CO2, AR = Émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation d’agents réducteurs et de matières servant à l’épuration des scories, calculées conformément à l’équation 18-3, en tonnes métriques;
CO2, MIN = Émissions annuelles de CO2 attribuables au carbone contenu dans le minerai de nickel ou de cuivre traité, calculées conformément à l’équation 18-4, en tonnes métriques;
CO2, EL = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la consommation d’électrodes de carbone dans les fours à arc électrique, calculées conformément à l’équation 18-5, en tonnes métriques;
CO2, MP = Émissions annuelles de CO2 attribuables au carbone contenu dans les autres matières premières contenant du carbone, calculées conformément à l’équation 18-6, en tonnes métriques;
2° dans le cas de l’utilisation de réactifs carbonatés, selon l’équation 18-2:
Équation 18-2
Où:
CO2, RC = Émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation de réactifs carbonatés, en tonnes métriques;
PC = Consommation annuelle de pierre à chaux, en tonnes métriques;
TPC = Teneur en carbonate de calcium de la pierre à chaux, en tonnes métriques de carbonate de calcium par tonne métrique de pierre à chaux;
44/100 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbonate de calcium;
D = Consommation annuelle de dolomie, en tonnes métriques;
TD = Teneur en carbonates de calcium et de magnésium, en tonnes métriques de carbonates par tonne métrique de dolomie;
88/184 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport aux carbonates de calcium et de magnésium;
3° dans le cas de l’utilisation d’agents réducteurs et de matières servant à l’épuration des scories, selon l’équation 18-3:
Équation 18-3
Où:
CO2, AR = Émissions annuelles de CO2 attribuables à l’utilisation d’agents réducteurs et de matières servant à l’épuration des scories, en tonnes métriques;
n = Nombre d’agents réducteurs et de matières servant à l’épuration des scories;
i = Agent réducteur et matière servant à l’épuration des scories;
AR = Consommation annuelle de chaque agent réducteur i et des matières servant à l’épuration des scories, en tonnes métriques;
TCAR = Teneur en carbone de chaque agent réducteur i, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’agent réducteur i;
3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;
4° dans le cas du carbone contenu dans le minerai de nickel ou de cuivre traité, selon l’équation 18-4:
Équation 18-4
CO2,MIN = MIN × TCMIN × 3,664
Où:
CO2, MIN = Émissions annuelles de CO2 attribuables au carbone contenu dans le minerai de nickel ou de cuivre traité, en tonnes métriques;
MIN = Consommation annuelle de minerai de nickel ou de cuivre, en tonnes métriques;
TCMIN = Teneur en carbone du minerai de nickel ou de cuivre, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de minerai;
3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;
5° dans le cas de la consommation d’électrodes de carbone dans les fours à arc électrique, selon l’équation 18-5:
Équation 18-5
CO2,EL = EL × TCEL × 3,664
Où:
CO2, EL = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la consommation d’électrodes de carbone dans les fours à arc électrique, en tonnes métriques;
EL = Consommation annuelle d’électrodes de carbone dans les fours à arc électrique, en tonnes métriques;
TCEL = Teneur en carbone des électrodes de carbone, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’électrodes de carbone;
3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;
6° dans le cas de la consommation des autres matières premières contenant du carbone, selon l’équation 18-6:
Équation 18-6
Où:
CO2,MP = Émissions annuelles de CO2 attribuables au carbone contenu dans les autres matières premières, en tonnes métriques;
n = Nombre de matières premières;
i = Matière première;
MPi = Consommation annuelle de la matière première i qui contribue pour 0,5% ou plus du carbone total dans le procédé, en tonnes métriques;
TCMP, i = Teneur en carbone de la matière première i, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière première i;
3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.
QC.18.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure
L’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui produit du nickel ou du cuivre doit:
1° obtenir annuellement la teneur en carbone de chaque matériau utilisé contenant du carbone, soit en utilisant les données indiquées par le fournisseur du matériau, soit selon les méthodes suivantes:
a) dans le cas du charbon et du coke, conformément à la norme ASTM D5373-08 intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal and Coke»;
b) dans le cas de combustibles liquides à base de pétrole et de combustibles liquides dérivés de matières résiduelles, conformément à la norme ASTM D5291-10 intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants», en appliquant la méthode d’analyse élémentaire ou les calculs effectués conformément à la norme ASTM D3238-95 (2010) intitulée «Standard Test Method for Calculation of Carbon Distribution and Structural Group Analysis of Petroleum Oils by the n-d-M Method» et l’une ou l’autre des normes ASTM D2502-04 (2009) intitulée «Standard Test Method for Estimation of Molecular Weight (Relative Molecular Mass) of Petroleum Oils From Viscosity Measurements» et ASTM D2503-92 (2007) intitulée «Standard Test Method for Relative Molecular Mass (Molecular Weight) of Hydrocarbons by Thermoelectric Measurement of Vapor Pressure»;
c) dans le cas de combustibles gazeux, conformément à la norme ASTM D1945-03 (2010) intitulée «Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography» ou la norme ASTM D1946-90 (2006) intitulée «Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography»;
d) dans le cas de la pierre à chaux et la dolomie, conformément à la norme ASTM C25-06 intitulée «Standard Test Methods for Chemical Analysis of Limestone, Quicklime, and Hydrated Lime»;
e) dans le cas des autres matières premières, conformément aux méthodes prévues à QC.1.5.1 et QC.1.5.5;
2° calculer la consommation annuelle de chaque matériau contenant du carbone en pesant les matériaux 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 à partir de calculs fondés sur les données du système de contrôle de procédé.
QC.18.5. Méthodes d’estimation des données manquantes
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° lorsque les émissions sont calculées à l’aide d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, la méthode prévue au paragraphe 2° de QC.1.6 doit être utilisée;
2° lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone, une nouvelle analyse doit être effectuée conformément à QC.18.4;
3° lorsque la donnée manquante est la quantité de matières premières consommées, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés ou sur les données utilisées à des fins d’inventaire.
QC.19. PRODUCTION DE FERROALLIAGES
QC.19.1. Sources visées
Les sources visées sont les procédés de pyrométallurgie utilisés pour la production de ferrochrome, de ferromanganèse, de ferromolybdène, de ferronickel, de ferrosilicium, de ferrotitane, de ferrotungstène, de ferrovanadium, de silicomanganèse et de silicium métal.
QC.19.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit comprendre les renseignements suivants :
1° les émissions annuelles de CO2 et de CH4 attribuables aux procédés de pyrométallurgie, en tonnes métriques;
2° pour chaque four à arc électrique:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de ferroalliages, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de CH4 attribuables à la production des ferroalliages visés au tableau 19-1, en tonnes métriques;
c) la production annuelle de chaque ferroalliage, en tonnes métriques;
d) la consommation annuelle de chaque matériau contenant du carbone, en tonnes métriques;
e) la teneur en carbone moyenne de chaque matériau contenant du carbone, en tonnes métriques de carbone par tonne de matériau;
3° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion, calculées conformément à QC.1, en tonnes métriques;
4° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation de la biomasse dans les fours à arc électrique, calculées conformément à QC.1, en tonnes métriques;
5° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.19.6 ont été utilisées;
6° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes correspondant au total des émissions visées au sous-paragraphe a du 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 3 et aux émissions de CH4 et de N2O visées au paragraphe 4, en tonnes métriques en équivalent CO2;
c) les émissions annuelles de gaz à effet de serre autres correspondant aux émissions visées au sous-paragraphe b du paragraphe 2, en tonnes métriques en équivalent CO2.
Le sous-paragraphe e du paragraphe 2 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.
QC.19.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2
Les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de pyrométallurgie utilisés pour la production de ferroalliages doivent être calculées conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.19.3.1 et QC.19.3.2.
QC.19.3.1. Utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions
Les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés de pyrométallurgie utilisés pour la production de ferroalliages peuvent être calculées en utilisant un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.1.3.4.
QC.19.3.2. Calcul des émissions de CO2 par bilan massique
Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de ferroalliages dans un four à arc électrique peuvent être calculées selon l’équation 19-1, les matières entrant dans le four à arc électrique et les produits contribuant pour moins de 1% du carbone total dans le procédé de pyrométallurgie pouvant être exclus de ce calcul:
Équation 19-1
Où:
CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production de ferroalliages dans un four à arc électrique, en tonnes métriques;
n = Nombre de fours à arc électrique;
i = Four à arc électrique;
AR = Consommation annuelle d’agents réducteurs, en tonnes métriques;
TCAR = Teneur en carbone des agents réducteurs, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’agent réducteur;
EL = Consommation annuelle d’électrodes de carbone, en tonnes métriques;
TCEL = Teneur en carbone des électrodes de carbone, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’électrodes de carbone;
MIN = Consommation annuelle de minerai, en tonnes métriques;
TCMIN = Teneur en carbone du minerai, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de minerai;
AF = Consommation annuelle de l’agent de flux, en tonnes métriques;
TCAF = Teneur en carbone de l’agent de flux, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique d’agent de flux;
FEA = Production annuelle de ferroalliages, en tonnes métriques;
TCFEA = Teneur en carbone des ferroalliages produits, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de ferroalliage;
MNA = Production annuelle des matières autres que les alliages, en tonnes métriques;
TCMNA = Teneur en carbone des matières produites autres que les alliages, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de matière;
3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.
QC.19.4. Méthode de calcul des émissions de CH4
Les émissions annuelles de CH4 attribuables à la production des ferroalliages visés au tableau 19-1 doivent être calculées selon l’équation 19-2:
Équation 19-2
Où:
CH4 = Émissions annuelles de CH4 attribuables à la production des ferroalliages visés au tableau 19-1, en tonnes métriques;
n = Nombre de fours à arc électrique;
i = Four à arc électrique;
m = Nombre de ferroalliages;
j = Type de ferroalliage;
FEAj = Production annuelle de ferroalliage j, en tonnes métriques;
FEj = Facteur d’émission de CH4 du ferroalliage j indiqué au tableau 19-1, en tonnes métriques de CH4 par tonne métrique de ferroalliage j.
QC.19.5 Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure
L’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui utilise un procédé de pyrométallurgie pour la production de ferroalliages doit:
1° obtenir annuellement la teneur en carbone de chaque matériau contenant du carbone utilisé dans les fours à arc électrique en utilisant les données indiquées par le fournisseur ou en analysant un minimum de 3 échantillons représentatifs et en utilisant les méthodes suivantes:
a) dans le cas des minerais métallifères et des ferroalliages, conformément à la norme ASTM E1941-10 intitulée «Standard Test Method for Determination of Carbon in Refractory and Reactive Metals and Their Alloys by Combustion Analysis»;
b) dans le cas des agents réducteurs à base de charbon et des électrodes de carbone, conformément à la norme ASTM D5373-08 intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal»;
c) dans le cas des agents de flux, conformément à la norme ASTM C25-06 intitulée «Standard Test Methods for Chemical Analysis of Limestone, Quicklime, and Hydrated Lime»;
2° calculer la consommation annuelle de chaque matériau contenant du carbone entrant dans le four à arc électrique en pesant les matériaux 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.19.6 Méthodes d’estimation des données manquantes
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° lorsque les émissions sont calculées à l’aide d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, la méthode prévue au paragraphe 2 de QC.1.6 doit être utilisée;
2° lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone, elle doit être remplacée 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 après la période pour laquelle la donnée est manquante;
3° lorsque la donnée manquante est la quantité de matières premières consommées ou de produits issus des fours à arc électrique, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés ou sur les données utilisées à des fins d’inventaire.
QC.19.7. Tableau
Tableau 19-1. Facteurs d’émission de CH4 selon le mode de chargement dans un four à arc électrique
(QC.19.4)
_________________________________________________________________________________
| | |
| Ferroalliages | Mode de chargement du four à arc électrique |
|____________________|____________________________________________________________|
| | | | |
| | Chargement | Chargement | Chargement discontinu, |
| | par lot | discontinua | à température |
| | | | supérieure à 750 °Cb |
|____________________|________________|________________|__________________________|
| | | | |
| Silicium métal | 0,0015 | 0,0012 | 0,0007 |
|____________________|________________|________________|__________________________|
| | | | |
| Ferrosilicium 90% | 0,0014 | 0,0011 | 0,0006 |
|____________________|________________|________________|__________________________|
| | | | |
| Ferrosilicium 75% | 0,0013 | 0,0010 | 0,0005 |
|____________________|________________|________________|__________________________|
| | | | |
| Ferrosilicium 65% | 0,0013 | 0,0010 | 0,0005 |
|____________________|________________|________________|__________________________|
| |
| a Chargement à intervalles d’une minute |
| b Température saisie dans la conduite des gaz d’échappement située en aval du |
| toit du four |
|_________________________________________________________________________________|
QC.20. PRODUCTION DE MAGNÉSIUM
QC.20.1. Sources visées
Les sources visées sont les procédés de production de magnésium métallique par fusion, électrolyse, affinage, refonte, ou les procédés dans lesquels le magnésium en fusion est utilisé, tels que la préparation d‘alliages, le moulage, l’emboutissage, l’extrusion, le façonnage ou le laminage.
QC.20.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit comprendre les renseignements suivants:
1° les émissions annuelles de chaque gaz à effet de serre visé à l’annexe A.1 attribuables à leur utilisation en tant que gaz de couverture et de gaz porteur dans la production de magnésium métallique, en tonnes métriques;
2° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion, calculées conformément à QC.1, en tonnes métriques;
3° la quantité annuelle de magnésium métallique produit ou traité par type de procédé, en tonnes métriques;
4° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.20.5 ont été utilisées;
5° la justification de tout changement supérieur à 30% du taux d’utilisation de gaz de couverture;
6° la description de toute nouvelle technologie de protection du magnésium liquide expliquant un changement dans les émissions de gaz à effet de serre attribuables à leur utilisation en tant que gaz de couverture et de gaz porteur;
7° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion correspondant aux émissions visées au paragraphe 2, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre autres correspondant aux émissions visées au paragraphe 1, en tonnes métriques en équivalent CO2.
QC.20.3. Méthodes de calcul des émissions de gaz à effet de serre attribuables à l’utilisation de gaz de couverture et de gaz porteur
Les émissions annuelles de chaque gaz à effet de serre visé à l’annexe A.1 attribuables à l’utilisation de gaz de couverture et de gaz porteur dans la production de magnésium métallique doivent être calculées conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.20.3.1 et QC.20.3.2.
QC.20.3.1. Calcul basé sur la variation d’inventaire
Les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à l’utilisation de gaz de couverture et de gaz porteur dans la production de magnésium métallique peuvent être calculées sur la base de la variation d’inventaire,selon l’équation 20-1:
Équation 20-1
GESk = GInv-Début - GInv-Fin + GAchats - GLivrés
Où:
GESk = Émissions annuelles de gaz k utilisé comme gaz de couverture ou gaz porteur, en tonnes métriques;
GInv-Début = Quantité de gaz k en inventaire en début d’année, en tonnes métriques;
GInv-Fin = Quantité de gaz k en inventaire en fin d’année, en tonnes métriques;
GAchats = Quantité des achats de gaz k pour l’année, en tonnes métriques;
GLivrés = Quantité de gaz k transféré hors de l’établissement au cours de l’année, en tonnes métriques;
k = Gaz de couverture ou gaz porteur.
QC.20.3.2. Calcul basé sur la surveillance des variations de masse dans les contenants individuels d’entreposage
Les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à l’utilisation de gaz de couverture et de gaz porteur dans la production de magnésium métallique peuvent être calculées par compilation des variations de masse des contenants individuels d’entreposage, selon l’équation 20-2:
Équation 20-2
Où:
GESk = Émissions annuelles de gaz k utilisé comme gaz de couverture ou gaz porteur, en tonnes métriques;
n = Nombre de période d’utilisation;
i = Période d’utilisation;
CDébut = Quantité de gaz k dans le contenant au début de la période d’utilisation i, en tonnes métriques;
CFin = Quantité de gaz k dans le contenant à la fin de la période d’utilisation i, en tonnes métriques.
Lorsque l’installation est équipée de débitmètres permettant d’assurer le suivi et de tenir un registre des données de débits massiques, la masse de chaque gaz doit remplacer «(CDébut – CFin)» au cours de la période d’utilisation i;
k = Gaz de couverture ou gaz porteur.
QC.20.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure
L’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui utilise des gaz de couverture ou des gaz porteurs dans la production de magnésium métallique doit:
1° étalonner, avant la première déclaration d’émissions et par la suite à la fréquence minimale prescrite par le fabricant, tous les débitmètres, dynamomètres et balances utilisés pour déterminer la quantité de gaz de couverture ou de gaz porteur;
2° mesurer le débit massique du gaz de couverture ou du gaz porteur dans le système de distribution des gaz. Dans le cas où des débitmètres sont utilisés, la précision minimale doit être de 1% de leur charge maximale;
3° déterminer annuellement les quantités de gaz utilisés conformément aux méthodes suivantes:
a) dans le cas de l’émetteur qui calcule ses émissions selon QC.20.3.1, en mesurant toutes les quantités de gaz de couverture ou gaz porteur à l’aide de balances ou de dynamomètres dont la précision est minimalement de 1% de leur charge maximale, en tenant compte de la masse du contenant lorsqu’il est vide;
b) dans le cas de l’émetteur qui calcule ses émissions selon QC.20.3.2, en tenant un registre complet de la nature du contenu et de la masse des contenants entrant ou sortant de l’entreposage. La masse des contenants remisés doit être mesurée immédiatement avant leur entreposage. De plus, l’émetteur doit mesurer toutes les quantités de gaz de couverture ou de gaz porteur à l’aide de balances ou de dynamomètres dont la précision est minimalement de 1% de leur charge maximale, en tenant compte de la masse du contenant lorsqu’il est vide;
4° s’assurer que les quantités de gaz obtenues de la part du fournisseur de gaz de couverture ou de gaz porteur soient déterminées conformément au sous-paragraphe b du paragraphe 3.
QC.20.5. Méthodes d’estimation des données manquantes
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° pour chaque donnée relative au calcul des émissions attribuables au gaz de couverture ou au gaz porteur manquante, en la remplaçant par la production de magnésium multipliée par le taux d’utilisation de gaz de couverture ou de gaz porteur, calculé selon l’équation 20-3, pendant la période de données manquantes. Ces données doivent provenir de la période la plus récente où les conditions d’opération étaient similaires à celles de la période de données manquantes.
Équation 20-3
Ck
Tk = __
Mg
Où:
Tk = Taux d’utilisation du gaz de couverture ou gaz porteur k au cours d’une période où les conditions d’opération étaient similaires à la période de données manquantes, en tonnes métriques de gaz par tonne métrique de magnésium métallique;
Ck = Consommation de gaz de couverture ou de gaz porteur k au cours de la période d’opération similaire, en tonnes métriques;
Mg = Quantité de magnésium métallique produit ou ajouté au procédé au cours de la période d’opération similaire, en tonnes métriques;
k = Gaz de couverture ou gaz porteur;
2° lorsque les masses précises des contenants de gaz avant et après leur utilisation ne sont pas disponibles, l’émetteur doit présumer que le contenant s’est entièrement vidé au cours de la période d’utilisation et que la quantité de gaz utilisé est équivalente à la quantité de gaz achetée.
QC.21. PRODUCTION D’ACIDE NITRIQUE
QC.21.1. Sources visées
Les sources visées sont les unités de production d’acide nitrique.
QC.21.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit comprendre les renseignements suivants:
1° les émissions annuelles de N2O attribuables à la production d’acide nitrique, en tonnes métriques;
2° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion, calculées conformément à QC.1, en tonnes métriques;
3° pour chaque unité de production d’acide nitrique:
a) la production annuelle d’acide nitrique, en tonnes métriques, sur la base d’acide à 100%;
b) la production annuelle d’acide nitrique lorsque le système antipollution est utilisé, en tonnes métriques, sur la base d’acide à 100%;
c) le facteur d’émission moyen de N2O, en kilogrammes de N2O par tonne d’acide nitrique produit, sur la base d’acide à 100%;
4° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.21.5 ont été utilisées;
5° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant aux émissions visées au paragraphe 2, en tonnes métriques en équivalent CO2;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre autres correspondant aux émissions visées au paragraphe 1, en tonnes métriques en équivalent CO2.
QC.21.3. Méthodes de calcul des émissions de N2O
Les émissions annuelles de N2O attribuables à la production d’acide nitrique doivent être calculées conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.21.3.1 et QC.21.3.2.
QC.21.3.1. Utilisation d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions
Les émissions annuelles de N2O attribuables à la production d’acide nitrique peuvent être calculées en utilisant un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions conformément à QC.1.3.4.
QC.21.3.2. Calcul des émissions de N2O utilisant un facteur d’émission et les données de production
Les émissions annuelles de N2O attribuables à la production d’acide nitrique peuvent être calculées selon les équations 21-1 à 21-4:
Équation 21-1
Où:
N2O = Émissions annuelles de N2O attribuables à la production d’acide nitrique, en tonnes métriques;
n = Nombre d’unités de production d’acide nitrique;
k = Unité de production d’acide nitrique;
N2Ok = Émissions annuelles de N2O attribuables à la production d’acide nitrique de l’unité de production k, calculées conformément à l’équation 21-2, en tonnes métriques;
Équation 21-2
Où:
N2Ok = Émissions annuelles de N2O attribuables à la production d’acide nitrique de l’unité de production k, en tonnes métriques;
n = Nombre total de types d’équipement antipollution utilisés;
i = Type d’équipement antipollution;
FD, k = Facteur de destruction de l’équipement antipollution i utilisé à l’unité de production k, en kilogrammes de N2O par kilogramme de gaz traité;
FU, k = Facteur d’utilisation de l’équipement antipollution i utilisé à l’unité de production k, calculé conformément à l’équation 21-3;
FEk = Facteur d’émission moyen de N2O de l’unité de production k, calculé conformément à l’équation 21-4, en kilogrammes de N2O par tonne d’acide nitrique, sur la base d’acide à 100%;
Pk = Production annuelle d’acide nitrique de l’unité de production k, en tonnes d’acide nitrique produit, sur la base d’acide à 100%;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;
k = Unité de production d’acide nitrique;
Équation 21-3
Pki,EA
FUki = ______
Pk

Où:
FUk i = Facteur d’utilisation de l’équipement antipollution i à l’unité de production k;
Pk i, EA = Production annuelle d’acide nitrique à l’unité de production k lorsque l’équipement antipollution i est utilisé, en tonnes métriques, sur la base d’acide à 100%;
Pk = Production annuelle d’acide nitrique à l’unité de production k, en tonnes métriques, sur la base d’acide à 100%;
i = Type d’équipement antipollution;
k = Unité de production d’acide nitrique;
Équation 21-4
Où:
FEk = Facteur d’émission moyen de N2O de l’unité de production k, en kilogrammes de N2O par tonne métrique d’acide nitrique, sur la base d’acide à 100%;
n = Nombre de tests de performance;
i = Test de performance effectué conformément à QC.21.4;
CN2O = Concentration de N2O dans le flux gazeux pendant le test de performance i, 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 nitrique pendant le test de performance i, en tonnes métriques par heure, sur la base d’acide à 100%;
k = Unité de production d’acide nitrique.
QC.21.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure
L’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui produit de l’acide nitrique doit:
1° effectuer un test de performance, lors de conditions normales d’opération et lorsque le système antipollution n’est pas utilisé. Le test doit être effectué annuellement ainsi que lorsque des changements surviennent à l’unité de production, dont lors de l’installation d’un système antipollution. Dans le cadre de ce test, l’émetteur doit:
a) déterminer le facteur d’émission moyen de N2O de chaque unité de production d’acide nitrique;
b) déterminer la concentration de N2O conformément à l’une des méthodes suivantes:
i. la méthode 320 prévue 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);
ii. la norme ASTM D6348-03 (2010) intitulée «Standard Test Method for Determination of Gaseous Compounds by Extractive Direct Interface Fourier Transform Infrared (FTIR) Spectroscopy»;
c) déterminer le taux de production et la concentration de N2O dans le flux gazeux pour chaque unité de production conformément à l’une des méthodes suivantes:
i. en utilisant un instrument de mesure tel un débitmètre ou une balance;
ii. 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;
d) tenir un registre complet pour chaque test de performance effectué, en y incluant les données brutes, les résultats d’échantillonnage, les calculs qui ont servi à déterminer les facteurs d’émission de N2O ainsi l’information permettant de déterminer le taux de production d’acide nitrique;
2° déterminer mensuellement la production d’acide nitrique pour chaque unité de production, lorsque le système antipollution n’est pas utilisé ainsi que lorsqu’il est utilisé, selon l’une des méthodes prévues au sous-paragraphe b du paragraphe 1;
3° déterminer le facteur de destruction selon l’une des méthodes suivantes:
a) utiliser le facteur de destruction spécifié par le fabricant;
b) estimer le facteur de destruction en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés;
c) effectuer un test de performance additionnel sur le flux gazeux à la sortie du système antipollution.
QC.21.5. Méthodes d’estimation des données manquantes
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° pour chaque donnée mensuelle de production d’acide nitrique manquante, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés ou au moyen du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire;
2° pour chaque donnée manquante déterminée à partir du test de performance, incluant le facteur d’émission de N2O, le taux de production et la concentration en N2O, un nouveau test de performance doit être effectué.
QC.22. PRODUCTION D’ACIDE PHOSPHORIQUE
QC.22.1. Sources visées
Les sources visées sont les procédés par voie humide utilisés pour produire de l’acide phosphorique par la réaction entre de la roche phosphatée et de l’acide.
QC.22.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit comprendre les renseignements suivants:
1° les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’acide phosphorique, en tonnes métriques;
2° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion, calculées conformément à QC.1, en tonnes métriques;
3° la quantité annuelle d’acide phosphorique produite, en tonnes métriques;
4° les teneurs mensuelles en carbone inorganique de la roche phosphatée, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de roche phosphatée;
5° les consommations mensuelles et annuelle de roche phosphatée, en tonnes métriques;
6° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.22.5 ont été utilisées;
7° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes correspondant aux émissions visées au paragraphe 1, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant aux émissions visées au paragraphe 2, en tonnes métriques en équivalent CO2.
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.
QC.22.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2
Pour chacun des procédés, les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’acide phosphorique doivent être calculées conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.22.3.1 et QC.22.3.2.
QC.22.3.1. 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.22.3.2. Calcul des émissions de CO2 attribuables à la production d’acide phosphorique
Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’acide phosphorique peuvent être calculées selon l’équation 22-1:
Équation 22-1
Où:
CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’acide phosphorique, en tonnes métriques;
i = Mois;
RPi = Consommation de roche phosphatée pour le mois i, en tonnes métriques;
TCi = Teneur en carbone de la roche phosphatée pour le mois i, en tonnes métriques de carbone par tonne métrique de roche phosphatée;
3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.
QC.22.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure
L’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui produit de l’acide phosphorique doit:
1° prélever mensuellement un échantillon de chaque type de roche phosphatée lorsque cette dernière provient de sources différentes ou produire un échantillon obtenu par la combinaison d’échantillons représentatifs;
2° déterminer la teneur en carbone inorganique de chaque échantillon de roche phosphatée prélevé mensuellement dans le système d’alimentation, conformément à la méthode indiquée dans le manuel intitulé «Analytical Methods Manual in 2010 (10th edition), version 1.92» publié par The Association of Fertilizer and Phosphate Chemists;
3° déterminer la consommation mensuelle de roche phosphatée 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.22.5. Méthodes d’estimation des données manquantes
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° pour chaque donnée mensuelle de teneur en carbone inorganique de roche phosphatée manquante, la donnée de remplacement doit être la moyenne arithmétique des données échantillonnées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Cependant, si aucune donnée précédant cette période n’est disponible, l’émetteur doit utiliser la première donnée échantillonnée ou mesurée après la période pour laquelle la donnée est manquante;
2° pour chaque donnée de consommation mensuelle de roche phosphatée manquante, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés ou sur les données utilisées à des fins d’inventaire.
QC.23. PRODUCTION D’AMMONIAC
QC.23.1. Sources visées
Les sources visées sont les procédés de production d’ammoniac par le reformage à la vapeur de combustibles fossiles ainsi que par la gazéification de matières premières liquides ou solides.
QC.23.2. Renseignements particuliers à déclarer concernant les émissions de gaz à effet de serre.
La déclaration d’émissions de gaz à effet de serre visée à l’article 6.2 doit comprendre les renseignements suivants:
1° les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’ammoniac par les procédés de reformage à la vapeur ou de gazéification, en tonnes métriques;
2° les émissions annuelles de CO2, de CH4 et de N2O attribuables à l’utilisation d’équipements fixes de combustion, calculées conformément à QC.1, en tonnes métriques;
3° les consommations mensuelles et annuelles de chaque matière première utilisée pour la production d’ammoniac, soit:
a) en mètres cubes aux conditions de référence dans le cas des gaz;
b) en kilolitres dans le cas des liquides;
c) en tonnes métriques dans le cas des solides;
4° la teneur en carbone mensuelle de chaque matière première utilisée pour la production d’ammoniac, soit:
a) en kilogrammes de carbone par kilogramme de matière première dans le cas des gaz et des solides;
b) en kilogrammes de carbone par kilolitre de matière première dans le cas des liquides;
5° les émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de gaz résiduels, en tonnes métriques;
6° la consommation annuelle de gaz résiduels, en mètres cubes aux conditions de référence;
7° la teneur en carbone mensuelle des gaz résiduels, en kilogrammes de carbone par kilogramme de gaz;
8° la production annuelle d’ammoniac, en tonnes métriques;
9° dans le cas où le CO2 issu de la production d’ammoniac est utilisé pour produire de l’urée, la production annuelle d’urée, en tonnes métriques;
10° le nombre de fois où les méthodes d’estimation des données manquantes prévues à QC.23.5 ont été utilisées;
11° les émissions totales de gaz à effet de serre pour chaque type d’émissions, soit:
a) les émissions annuelles de CO2 attribuables aux procédés fixes correspondant aux émissions visées au paragraphe 1, en tonnes métriques;
b) les émissions annuelles de gaz à effet de serre attribuables à la combustion correspondant au total des émissions visées aux paragraphes 2 et 5, excluant les émissions attribuables à la combustion ou la fermentation de biomasse et de biocombustibles, en tonnes métriques en équivalent CO2.
Les paragraphes 4 à 7 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.23.3. Méthodes de calcul des émissions de CO2
Pour chacun des procédés utilisés, les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’ammoniac doivent être calculées conformément à l’une des méthodes de calcul prévues à QC.23.3.1 et QC.23.3.2 et les émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion de gaz résiduels doivent être calculées conformément à QC.23.3.3.
QC.23.3.1. 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.23.3.2. Calcul des émissions de CO2 attribuables à la production d’ammoniac
Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’ammoniac peuvent être calculées selon les équations 23-1 à 23-4:
Équation 23-1
Où:
CO2 = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’ammoniac, en tonnes métriques;
n = Nombre total d’unités de production d’ammoniac;
k = Unité de production d’ammoniac;
CO2, G = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’ammoniac de l’unité de production k pour des matières premières gazeuses, calculées conformément à l’équation 23-2, en tonnes métriques;
CO2, L = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’ammoniac de l’unité de production k pour des matières premières liquides, calculées conformément à l’équation 23-3, en tonnes métriques;
CO2, S = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’ammoniac de l’unité production k pour des matières premières solides, calculées conformément à l’équation 23-4, en tonnes métriques;
Équation 23-2
Où:
CO2, G = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’ammoniac de l’unité de production k pour des matières premières gazeuses, en tonnes métriques;
i = Mois;
MPi = Consommation de matières premières gazeuses pour le mois i, en mètres cubes aux conditions de référence ou, lorsqu’un débitmètre massique est utilisé, en kilogrammes;
TCi = Teneur en carbone des matières premières gazeuses consommées pour le mois i, en kilogrammes de carbone par kilogramme de matières premières;
MM = Masse moléculaire de la matière première gazeuse, en kilogrammes par kilomole ou, lorsqu’un débitmètre massique est utilisé, remplacer
_ _
| MMx|
|----| 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;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;
Équation 23-3
Où:
CO2, L = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’ammoniac de l’unité de production k pour des matières premières liquides, en tonnes métriques;
i = Mois;
MPi = Consommation de matières premières durant le mois i, en kilolitres;
TCi = Teneur en carbone des matières premières liquides consommées pour le mois i, en kilogrammes de carbone par kilolitre de matières premières;
3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques;
Équation 23-4
Où:
CO2, S = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la production d’ammoniac de l’unité production k pour des matières premières solides, en tonnes métriques;
i = Mois;
MPi = Consommation de matières premières solides pour le mois i, en tonnes métriques;
TCi = Teneur en carbone des matières premières solides consommées pour le mois i, en kilogrammes de carbone par kilogramme de matières premières;carbone.
3,664 = Ratio de masse moléculaire du CO2 par rapport au carbone.
QC.23.3.3. Calcul des émissions de CO2 attribuables à la combustion de gaz résiduels
Les émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion des gaz résiduels de chaque unité de production d’ammoniac doivent être calculées selon l’équation 23-5:
Équation 23-5
Où:
CO2, GR = Émissions annuelles de CO2 attribuables à la combustion des gaz résiduels de chaque unité de production, en tonnes métriques;
i = Mois;
GRi = Quantité de gaz résiduels pour le mois i, en mètres cubes aux conditions de référence ou, lorsqu’un débitmètre massique est utilisé, en kilogrammes;
TCi = Teneur en carbone des gaz résiduels pour le mois i, en kilogrammes de carbone par kilogramme de gaz résiduel;
MM = Masse moléculaire des gaz résiduels, en kilogrammes par kilomole ou, lorsqu’un débitmètre massique est utilisé,
_ _
| MMx|
|----| 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;
0,001 = Facteur de conversion des kilogrammes en tonnes métriques.
QC.23.4. Exigences d’échantillonnage, d’analyse et de mesure
L’émetteur qui exploite une installation ou un établissement qui produit de l’ammoniac doit:
1° déterminer la consommation de matières premières conformément aux méthodes suivantes:
a) à l’aide de débitmètres dans le cas des matières premières liquides et gazeuses ainsi que dans le cas des gaz résiduels;
b) à l’aide du même équipement que celui utilisé à des fins d’inventaire dans le cas des matières premières solides, de l’ammoniac et de l’urée produits;
2° déterminer mensuellement la teneur en carbone et la masse moléculaire moyenne de chaque matière première consommée et des gaz résiduels en utilisant les données indiquées par le fournisseur du matériau ou en utilisant les méthodes suivantes:
a) la norme ASTM D1945-03 (2010) intitulée «Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography»;
b) la norme ASTM D1946-90 (2006) intitulée «Standard Practice for Analysis of Reformed Gas by Gas Chromatography»;
c) la norme ASTM D2502-04 (2009) intitulée «Standard Test Method for Estimation of Molecular Weight (Relative Molecular Mass) of Petroleum Oils From Viscosity Measurements»;
d) la norme ASTM D2503-92 (2007) intitulée «Standard Test Method for Relative Molecular Mass (Molecular Weight) of Hydrocarbons by Thermoelectric Measurement of Vapor Pressure»;
e) la norme ASTM D3238-95 (2010) intitulée «Standard Test Method for Calculation of Carbon Distribution and Structural Group Analysis of Petroleum Oils by the n-d-M Method»;
f) la norme ASTM D5291-10 intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Petroleum Products and Lubricants»;
g) la norme ASTM D3176-09 intitulée «Standard Practice for Ultimate Analysis of Coal and Coke»;
h) la norme ASTM D5373-08 intitulée «Standard Test Methods for Instrumental Determination of Carbon, Hydrogen, and Nitrogen in Laboratory Samples of Coal»;
3° étalonner tous les débitmètres de combustible liquide ou gazeux, à l’exception de ceux servant à la facturation du gaz, et mesurer le niveau des réservoirs conformément aux méthodes prévues à QC.1.5.
QC.23.5. Méthodes d’estimation des données manquantes
Lorsqu’une donnée devant être échantillonnée ou mesurée conformément au présent règlement pour le calcul des émissions est manquante, l’émetteur doit utiliser une donnée de remplacement déterminée de la manière suivante:
1° lorsque les émissions sont calculées à l’aide d’un système de mesure et d’enregistrement en continu des émissions, la méthode prévue au paragraphe 2 de QC.1.6 doit être utilisée;
2° lorsque la donnée manquante est la teneur en carbone, la donnée de remplacement doit être la moyenne arithmétique des données échantillonnées ou mesurées immédiatement avant et suivant la période pour laquelle la donnée s’avère manquante. Cependant, si aucune donnée précédant cette période n’est disponible, l’émetteur doit utiliser la première donnée échantillonnée ou mesurée après la période pour laquelle la donnée est manquante;
3° lorsque la donnée manquante est la quantité de matières premières ou de gaz résiduels consommés, la donnée de remplacement doit être estimée en se basant sur toutes les données afférentes aux procédés utilisés ou s