Toggle Dropdown
Система нормативных документов по охране окружающей среды
Руководящий нормативный документ
Методические указания по расчету выбросов парниковых газов в атмосферу для предприятий добычи и
обработки угля от подземных разработок
Утверждено
приказом и.о. Министра
охраны окружающей среды
Республики Казахстан
от 5 ноября 2010 года № 280-п
Настоящая методика является рекомендацией по расчету выбросов парниковых газов (ПГ) в атмосферу для предприятий добычи и обработки угля от подземных разработок. Случайные или намеренные высвобождения парниковых газов могут происходить при добыче, обработке и доставке ископаемых видов топлива до места конечного использования, они известны как летучие выбросы.
Данная методика позволит существенно сократить работы по расчету выбросов парниковых газов (ПГ) в атмосферу для действующих и проектируемых объектов и предприятий добычи и обработки угля от подземных разработок.
2. Характеристика объектов добычи и обработки угля при подземных разработках
В ходе геологического процесса образования угля происходит выделение метана (CH 4 ), некоторая часть которого остается в угольном пласте до момента добычи угля. При этом, более глубокие подземные угольные пласты содержат больше метана, чем пласты находящиеся ближе к поверхности. Вследствие этого, большая часть выбросов происходит из глубинных подземных шахт.
Выбросы при подземной добыче угля происходят из вентиляционных систем и систем дегазации. Вентиляционные системы на подземных шахтах это одно из средств обеспечения безопасности, они уменьшают концентрацию метана в находящемся в шахтах воздухе, с тем, чтобы она была ниже опасного уровня, продувая шахты воздухом с поверхности.
Конкретные для шахт данные, основанные на измерениях воздуха в вентиляционных системах и измерениях в системах дегазации, отражают действительные выбросы, поэтому результаты оценки являются более точными, чем с использованием коэффициентов выбросов. Это связано с изменчивостью содержания газа в угле на местах и с геологической окружающей средой. Поскольку выбросы сильно изменяются в течение года необходимо выполнять сбор данных измерений, как минимум, в каждые две недели, чтобы сгладить соответствующие колебания. Высокое качество оценки обеспечивается ежедневными измерениями. Наилучшим вариантом мониторинга выбросов является их постоянный мониторинг, который осуществляется в некоторых современных шахтах с длинными забоями.
В методике рассматриваются следующие потенциальные категории источников открытых разработок:
- Выбросы метана и сопутствующего газа при вентиляции воздуха в угольных шахтах и от систем дегазации.
- Низкотемпературное окисление
- Неконтролируемое сжигание
Основные источники выбросов ПГ от предприятий добычи и разработки подземных месторождений угля представлены в таблице 1
Таблица 1 Основные источники выбросов ПГ от предприятий добычи и разработки подземных месторождений угля
| Подземные шахты | Включает все выбросы от разработки подземных месторождений, процедуры после добычи, закрытые шахты и сжигаемый в факелах или дренированный метан. |
| Добыча | Включает все выбросы сопутствующего газа при вентиляции воздуха в угольных разработках и от систем дегазации. |
| Выбросы сопутствующего газа после добычи | Включает метан и CO2 , высвобожденные после добычи угля, вынесенные к поверхности, обработанные, собранные и транспортированные. |
| Закрытые подземные шахты | Включает выбросы метана из закрытых подземных шахт |
Выбросы от подземной разработки проистекают как от систем вентиляции, так и от систем дегазации. Эти выбросы, как правило, происходят из небольшого количества централизованных участков и могут считаться точечными источниками, которые поддаются стандартным методам измерения.
Собрать данные измерений по добыче угля из подземных шахт по каждому предприятию, работающему в данной сфере достаточно сложно.
Прямые измерения выбросов после добычи неосуществимы, поэтому рекомендуется подход с использованием коэффициента выбросов парникового газа на тонну извлекаемого угля.
При низкотемпературном окислении угля в следствии соприкосновения с атмосферой высвобождает CO 2 . Этот источник обычно незначителен в сравнении с общими выбросами из загазованных подземных угольных шахт.
4. Расчеты и коэффициенты выбросов ПГ для подземных угольных разработок
Для расчетов количества выбросов ПГ используются данные о добыче угля предприятиями угольной промышленности РК.
Поскольку содержание газа в угле, как правило, возрастает с увеличением глубины залегания пласта, для средних глубин добычи угля <200 м следует выбирать нижнее значение диапазона, а для глубин >400 м. верхнее значение диапазона. Для промежуточных глубин можно выбрать промежуточные значения.
Общая формула для расчета выбросов СН4 от добычи угля из подземных угольных шахт представлена в уравнении 1
Выбросы метана = Коэффициент выброса CH 4 * Годовая добыча угля *Коэффициент преобразования*10 -3 , (1)
Выбросы метана (тонн год)
Коэффициент выбросов CH4 (м3 /тонну угля), Коэффициенты выбросов CH4 и СО2 представлены в таблице 2;
Годовое производство угля из подземных угольных шахт (натуральная тонна)
Коэффициент преобразования:
Плотность метана при стандартных условиях и температуре 20 ْ С составляет 0,717 кг/м3
В связи с тем, что в формате отчетности РК по ПГ необходимо представление конечного результата расчетов в СО2 эквиваленте, соответственно необходимо выбросы метана перевести в СО2 эквивалент
Перевод метана в СО2 эквивалент представлен в уравнении 2
ВыбросыСО 2 (тонн) = Выбросы метана(тонн год)*21, (2)
За основу расчетов обычно можно взять данные по газоносности пластов рассматриваемых бассейнов, которые в зависимости от месторождения составляют от 20 до 35 м 3 /на 1 тонну добываемого угля[1] . Например по Карагандинскому угольному бассейну среднее содержание газовых компонентов в угольных представлено в таблице 2.
Учитывая, что плотность метана при стандартных условиях и температуре 20 ْ С составляет 0,72 кг/м 3 , рассчитываются выбросы метана от добычи угля
Таблица 2 Коэффициенты выбросов CH4 и СО2 для подземных угольных месторождений Казахстана
| Угольные бассейны РК Подземная добыча | Метаносность угля м3 /тонну | Выбросы СО2 м3 /тонну угля |
| Нижнее значение | Верхнее значение | Среднее по умолчанию | Нижнее значение | Верхнее значение | Среднее по умолчанию |
| Карагандинский бассейн (средняя по бассейну) | 30,41 | 36,46 | 33,44 | НД | НД | НД |
| Шахта им. Т.Кузембаева | 20 | 25 | 22,5 | НД | НД | НД |
| Шахта «Саранская» | 20 | 25 | 22,5 | НД | НД | НД |
| Шахта «Абайская» | 22 | 25 | 23,5 | НД | НД | НД |
| Шахта «Шахтинская» | 52 | 54 | 53 | НД | НД | НД |
| Шахта «Казахстанская» | 12 | 13 | 12,4 | НД | НД | НД |
| Шахта им. В.И. Ленина | 38 | 40 | 39,0 | НД | НД | НД |
| Шахта «Тентекская» | 33 | 36 | 34,8 | НД | НД | НД |
*Средний коэффициент выбросов следует использовать, если нет конкретных для бассейна или разреза данных, поддерживающих применение нижнего или верхнего коэффициента выбросов.
Согласно Руководству МГЭИК, страны, в газе угольных пластов которых содержатся значительные количества CO2 , должны предпринимать усилия для оценки или количественной характеристики таких выбросов.
Ниже представлена Методика расчетов выбросов CO2 , от угольных предприятий РК, возникающих в ходе добычи, угля из шахт. Как уже было отмечено выше, при добыче угля кроме метана выделяется значительное количество CO2 , которое меняется от бассейна к месторождению.
К сожалению, в материал отчетности Казахстанских предприятий данных по содержанию CO2 в анализе газоносности пластов не приводится. Однако, если в процессе выполнения инвентаризации ПГ на предприятии проведены оценки концентрации CO2 и его содержание на тонну извлекаемого угля необходимо выполнить расчеты по выбросу CO2 согласно уравнению 3.
Общая формула для расчета выбросов CO2 представлена в уравнении 3
Выбросы CO2 (тонн год)= Коэффициент выброса CO2 * Годовая добыча угля *Коэффициент преобразования*10 -3 , (3)
Коэффициент выбросов CO2 (м3 /тонну угля), Коэффициенты выбросов СО2 представлены в таблице 2:
Годовое производство угля при открытой разработке (натуральная тонна)
Коэффициент преобразования:
Плотность CO2 при стандартных условиях и температуре 20 ْ С составляет 1,976 кг/м 3
5. Формирование согласованного временного ряда
Необходимость формирования согласованного временного ряда связано с тем, что данные по добыче угля из шахт за некоторые отчетные годы могут отсутствовать и необходимо выполнить расчеты за недостающие периоды. Если значительных изменений в количестве действующих разработок не было, данные о выбросах за эти годы можно определить на основании данных о продукции. Если имели место изменения в количестве разработок, соответствующие разрезы можно удалить из общего формата отчетности и учитывать отдельно. В случаях, если на новых месторождениях угля начались новые разработки, важно, чтобы выбросы, применимые к этим разработкам оценивались как разные характеристики каждого угольного бассейна по содержанию сопутствующего газа и уровня выбросов.
В случае использования на подземных разработках дегазации, все выбросы метана должны оцениваться и учитываться за отчетный год, в котором имели место выбросы и меры по рекуперации.
6. Выбросы метана и диоксида углерода после добычи
При извлечении и складировании угля происходит процесс высвобождения метана и диоксида углерода.
Расчеты общих выбросов СН4 от процессов, связанных со складированием угля после добычи представлены в уравнении 4,
Выбросы метана = Коэффициент выброса CH 4 * Годовое складирование угля после добычи * Коэффициент преобразования*10 -3 , (4)
Выбросы метана (тонн год)
Коэффициент выбросов CH4 (м3 /тонну угля)[2] , представлены в таблице 3
Годовое складирование угля после добычи (натуральная тонна)
Коэффициенты преобразования - Плотность метана при стандартных условиях и температуре 20 ْ С составляет 0,717 кг/м3
В связи с тем, что в формате отчетности РК по ПГ необходимо представление конечного результата расчетов в СО2 эквиваленте, соответственно необходимо выбросы метана перевести в СО2 эквивалент
Перевод метана в СО2 эквивалент представлен в уравнении 5
Выбросы СО 2 (тонн год) = Выбросы метана(тонн год)*21, (5)
Общая формула для расчета CO2 от процессов, связанных со складированием угля после добычи, представлены в уравнении 6,
Выбросы CO2 = Коэффициент выброса CO2 * Годовое складирование угля после добычи * Коэффициент преобразования*10 -3 , (6)
Коэффициент выбросов CH4 (м3 /тонну угля), представлен в таблице 3[3]
Годовое складирование угля после добычи (натуральная тонна)
Коэффициент преобразования:
Плотность CO2 при стандартных условиях и температуре 20 ْ С составляет 1,976 кг/м 3
Таблица 3 Коэффициенты выбросов CH4 и CO2 (м3 /тонну складированного угля)[4] .
| Угольные бассейны РК Подземная добыча | Метаносность[5] угля м3 /тонну складированного угля после добычи | Выбросы[6] СО2 м3 /тонну складированного угля после добычи |
| Нижнее значение | Верхнее значение | Среднее по умолчанию | Нижнее значение | Верхнее значение | Среднее по умолчанию |
| Карагандинский бассейн (средняя по бассейну) | НД | НД | НД | НД | НД | НД |
| Шахта им. Т.Кузембаева | 4,0 | 4,0 | 4,0 | НД | НД | НД |
| Шахта «Саранская» | НД | НД | НД | НД | НД | НД |
| Шахта «Абайская» | НД | НД | НД | НД | НД | НД |
| Шахта «Шахтинская» | НД | НД | НД | НД | НД | НД |
| Шахта «Казахстанская» | НД | НД | НД | НД | НД | НД |
| Шахта им. В.И. Ленина | НД | НД | НД | НД | НД | НД |
| Шахта «Тентекская» | НД | НД | НД | НД | НД | НД |
7. Выбросы ПГ от дренированного метана
Метан, дренированный из действующих подземных угольных разработок может быть выпущен прямо в атмосферу, регенерирован и использован или преобразован в CO 2 с помощью сжигания.
Метан, рекуперированный из дегазационных систем и выпущенный в атмосферу до добычи должен добавляться к количеству метана, высвобожденного вентиляционными системами для завершения общей оценки. В некоторых случаях, по причине конфиденциальности данных о дегазационных системах, может оказаться необходимым оценивать эффективность улавливания дегазационной системы, а потом вычитать известную редукцию для достижения чистых выбросов дегазационной системы.
Все выбросы метана при дегазации угольного пласта, связанные с деятельностью по добыче угля должны учитываться за кадастровый год, в котором имели место выбросы и операции по рекуперации. Таким образом, общие выбросы из всех вентиляционных шахт и дегазационных операций, высвобожденные в атмосферу известны для каждого года, независимо от того, когда разрабатывался пласт, поскольку выбросы связаны с деятельностью по разработке.
8. Если рекуперированный метан утилизируется в качестве энергоносителя:
Когда метан просто сжигается, без использования энергии, например, в факеле или с помощью каталитического окисления до CO2 , соответствующее производство CO2 нужно добавлять к общим выбросам парниковых газов (выраженных в виде эквивалента CO2 ) от деятельности по разработке угля. Такие выбросы должны учитываться как показано в уравнении 7 ниже. Количество закиси азота и неметановых летучих органических соединений, выделившихся при сжигании в факеле будет малое по сравнению с общим количеством летучих выбросов и не требует оценки.
Выбросы CO 2 от сжигания CH 4 = 0,98*Объем сожженного в факеле метана*Коэффициент преобразования* Стехиометрический коэффициент массы
(a)Выбросы недожженного метана = 0,02 * Объем сожженного в факеле метана * Коэффициент преобразования (7)
Выбросы CO2 от сжигания метана (тонн год-1 )
Количество окисленного метана (м3 год-1 )
- Стехиометрический коэффициент массы - это отношение масс CO2 , полученного от полного сжигания единицы массы метана и равно 2,75
- Примечание: Значение 0,98 представляет собой эффективность сжигания природного газа в факелах
Коэффициент преобразования:
- Представляет собой плотность CH4 и преобразует количество CH4 в массу CH4 . Плотность берется при 20°C и давлении в 1 атмосферу, что составляет 0.72* 10-3 тонн м-3 .
9. Оценка неопределенностей
Неопределенности выбросов от открытых разработок тем меньше, чем более точные данные используются. Изменчивость коэффициентов выбросов для больших подземных разработок может сильно меняться от разреза к разрезу, так как эти разработки могут показывать значительную изменчивость по территории разработки в результате местных геологических особенностей.
Добыча угля : значения тоннажа, вероятно, известны до 1-2%, однако, при отсутствии данных о сыром угле и при дальнейшем преобразовании из данных о производстве товарного угля, неопределенность будет возрастать примерно до +5%. На данные также оказывает влияние содержание влаги, которое, как правило, присутствует на уровнях между 5 и 10% и не может быть определено с большой точностью. Кроме неопределенности в данных измерений, могут существовать также дополнительные неопределенности, вызываемые характером используемых данных, которые здесь не рассматриваются. В этих условиях неопределенность данных о деятельности может составлять +10%.
Выбросы метана от подземных шахт имеют значительную природную вариабельность из-за колебаний объема выработки и дренажа газа. Например, количество газа, высвобожденного при разработке длинными забоями, может колебаться до удвоенного коэффициента за период существования длинного забоя. Частые измерения выбросов от подземной разработки могут учитывать такую вариабельность и также снижать исходную погрешность. Выбросы изменяются на протяжении года из-за колебаний количества производимого угля и соответствующего дренирования, необходимо собирать данные измерений настолько часто, насколько это разумно, предпочтительно раз в две недели или ежемесячно, для сглаживания эффекта этих колебаний. Ежедневные измерения обеспечат более высокое качество оценки. Продолжительный мониторинг выбросов представляет наивысший уровень мониторинга выбросов и используется в некоторых разработках длинными забоями.
Точечные измерения концентрации метана в вентиляционном воздухе имеют вероятную точность в ±20 процентов, в зависимости от используемого оборудования.
Точность среднемесячных или среднегодовых данных о выбросах составляет, вероятно, ±5 процентов. Точность точечных измерений, проводимых каждые две недели, составляет ±10 процентов, а с интервалами в три месяца -+30 процентов. Совокупные выбросы из шахт, основанные на наименее частом виде процедур измерений, уменьшат неопределенность, возникающую в результате колебаний в объеме произведенного» газа. Однако в связи с тем, что в летучих выбросах часто доминируют выбросы только из небольшого числа шахт, трудно оценить степень этого улучшения.
На этапе после добычи : Метан, все еще присутствующий в угле после его добычи, в конечном итоге улетучивается в атмосферу. Однако, измерения выбросов на этапе после добычи достаточно сложны и поэтому следует использовать подход с применением коэффициентов выбросов имеющихся на предприятиях.
[1] Для каждого угольного бассейна РК должны использоваться свои показатели
[2] Для каждого угольного бассейна РК должны использоваться свои показатели
[3] Для каждого угольного бассейна РК должны использоваться свои показатели
[4] Для каждого угольного бассейна РК должны использоваться свои показатели
[5] Для каждого угольного бассейна РК должны использоваться свои показатели
[6] Для каждого угольного бассейна РК должны использоваться свои показатели
