Ngoài tiềm năng về khí thiên nhiên như chúng ta đã biết, dưới vựa lúa của ĐBSH ở độ sâu từ -300m trở xuống còn chứa một bể than lớn nhất (về số lượng) và tốt (về chất lượng và giá trị sử dụng) của Việt Nam [4].
Theo các tài liệu địa chất hiện có, mật độ chứa than của bể than ĐBSH tương đối lớn. Trên diện tích 3.500km2 của thuộc các tỉnh Hưng Yên, Thái Bình, Nam Định, Hải Dương, Hải Phòng dưới lòng đất của ĐBSH có chứa khoảng 210 tỷ tấn tài nguyên than năng lượng (gấp 20 lần bể than Quảng Ninh). Riêng dải từ Khoái Châu (Hưng Yên) đến Tiền Hải (Thái Bình) có diện tích 2.200km2
, chứa khoảng 100 tỷ tấn tài nguyên than. Trong đó, với trình độ công nghệ và kỹ thuật hiện nay, có thể khai thác được khoảng trên 65 tỷ tấn than (trên diện tích khỏang 1.500km2
).
Tiềm năng than của bể than ĐBSH tương đối lớn (dự báo khoảng trên 210 tỷ tấn). Tuy nhiên, với diện tích hơn 3.500km2, mật độ các công trình thăm dò còn thấp, đến thời điểm hiện nay chỉ có thể dự tính trữ lượng có khả năng khai thác khoảng 65 tỷ tấn, phần lớn tập chung trên diện tích tự nhiên khoảng
47
1500 km2. Trong đó, tài nguyên trữ lượng than dự kiến nêu trên được phân bổ chủ yếu và tập chung trên địa bàn tỉnh Thái Bình (chiếm gần 90%), tỉnh Hưng Yên 8,5%, tỉnh Nam Định 1,5%. Vì vậy, dự kiến, trọng tâm phát triển bể than ĐBSH sẽ thuộc các khoáng sàng than trên địa bàn tỉnh Thái Bình (Hưng Hà, Đông Hưng, Kiến Xương-Tiền Hải và Thái Thụy). Trong đó, khoáng sàng Kiến Xương-Tiền Hải là lớn nhất và có triển vọng cao nhất, chiếm 35% của bể than ĐBSH.
Qua nghiên cứu các tài liệu địa chất hiện có và kết quả khảo sát thực tế, kết hợp với kinh nghiệm nước ngoài cho thấy khả năng ứng dụng công nghệ khai thác kết hợp khí hóa than ngầm (UCG) với thu hồi và lưu trữ các-bon (CCS) để khai thác than ĐBSH là hợp lý cả về sản lượng và bảo vệ môi trường (giảm phát thải KNK).
Do đó, luận văn giới hạn phạm vi nghiên cứu ứng dụng kết hợp công nghệ UCG-CSS cho khu vực thử nghiệm mỏ Bình Minh – Khoái Châu, tỉnh Hưng Yên để đánh giá tiềm năng giảm phát thải KNK (CO2 tương đương) tạo ra cơ hội ứng dụng phát triển các dự án CDM.
48
CHƢƠNG 2
ĐỐI TƢỢNG VÀ PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN 2.1. Đối tƣợng tính toán
Bể than ĐBSH trên diện tích 3.500km2 của thuộc các tỉnh Hưng Yên, Thái Bình, Nam Định, Hải Dương, Hải Phòng dưới lòng đất của ĐBSH có chứa khoảng 210 tỷ tấn tài nguyên than năng lượng (gấp 20 lần bể than Quảng Ninh). Tài nguyên trữ lượng than dự kiến nêu trên được phân bổ chủ yếu và tập chung trên địa bàn tỉnh Thái Bình (chiếm gần 90%), tỉnh Hưng Yên 8,5%, tỉnh Nam Định 1,5%. Trong đó vùng chứa than chủ yếu là từ Khoái Châu (Hưng Yên) đến Tiền Hải (Thái Bình) có diện tích 2.200km2, chứa khoảng 60-80 tỷ tấn tài nguyên than [4].
Trong phạm vi luận văn, chỉ nghiên cứu đánh giá chủ yếu cho đối tượng ở thử nghiệm Bình Minh – Khoái Châu, tỉnh Hưng Yên qua thăm dò sơ bộ trên diện tích 25 km2, đến độ sâu -600 m, trữ lượng than có thể đạt trên 450 triệu tấn. Các mẫu than ở khu vực này lấy lên có chất lượng khá cao: Nhiệt trị từ 6.022 đến 6.641 kcal/kg, tỉ lệ chất bốc rất cao (42 – 48 %), hàm lượng lưu huỳnh thấp (≈ 0,5 %), độ tro trung bình (≈ 11 %), v.v... Than chất lượng tốt có thể sử dụng để sản xuất điện.
2.2. Phƣơng pháp tính toán giảm phát thải cho UCG-CCS 2.2.1. Cách tiếp cận 2.2.1. Cách tiếp cận
Khi áp dụng CDM cho dự án khai thác than ĐBSH bằng công nghệ kết hợp UCG-CSS với lượng CO2 thu hồi và lưu trữ sẽ được quy đổi tương ứng thành tín chỉ các-bon4. Nhà đầu tư dự án UCG-CCS theo CDM có thể đem lượng tín chỉ các-bon giao dịch trên thị trường các-bon toàn cầu để thu được nguồn tài chính bù đắp vốn đầu tư ban đầu.
Việc xem xét đưa loại hình dự án CCS là hoạt động dự án theo CDM đã bắt đầu từ tháng 11 năm 2005. Tuy nhiên, do còn nhiều vấn đề liên quan đến
49
ranh giới của dự án, sự rò rỉ và thời gian lưu trữ vẫn còn chưa được thống nhất nên CCS chưa được công nhận là hoạt động có thể xây dựng theo CDM. Cuộc họp tiếp theo của EB vào tháng 9 năm 2006, EB tiếp tục xem xét hai phương pháp đề xuất lưu trữ CO2 dưới địa chất và dưới biển nhưng EB kết luận rằng các phương pháp này chưa đầy đủ [15].
Cuộc họp COP16/CMP6 ở Cancun, Mê-hi-cô, UNFCCC đưa ra một chương trình làm việc để giải quyết các vấn đề nổi bật cần giải quyết để CCS có thể được bao gồm trong CDM. Các vấn đề cần được giải quyết bao gồm tiêu chí lựa chọn của các địa điểm lưu trữ, kế hoạch giám sát, đánh giá rủi ro, ranh giới dự án, trách nhiệm giải quyết thiệt hại. Tại Cancun, Ban Thư ký UNFCCC đã đưa ra dự thảo "phương thức và thủ tục" mô tả các yêu cầu toàn diện cho các dự án CCS trong CDM. Đây chính là cơ sở cho cuộc đàm phán tiếp theo tại Durban, Nam Phi nơi diễn ra Hội nghị COP17/CMP7.
CCS chính thức được công nhận là loại hình có thể xây dựng dự án theo CDM theo Quyết định số 10/CMP.7 được đưa ra tại Hội nghị lần thứ 7 các Bên tham gia Nghị định thư Kyoto CMP7 (tháng 12 năm 2011 tại Durban, Nam Phi) [18].
2.2.2. Phƣơng pháp tính toán
Để thực hiện dự án CDM nhằm giảm nhẹ phát thải khí nhà kính khi khai thác than bằng công nghệ UCG-CSS, học viên lựa chọn Phương pháp luận CCS- CDM “Thu hồi CO2 do con người gây ra từ nguồn phát thải khí nhà kính của cơ sở công nghiệp lớn và lưu trữ chúng” của Ban Tài chính Năng lượng sạch, Mitsubishi Securities, Nhật Bản làm cơ sở tính toán lượng giảm phát thải khí nhà kính [14].
Bao gồm các bước như sau:
Bƣớc 1: Tính toán phát thải đƣờng cơ sở
Phát thải cơ sở được tính bằng lượng khí CO2 phát thải ra từ nguồn và được tính theo công thức sau:
50 Lƣợng khí CO2 đƣợc đo tại điểm giám sát = Lƣợng khí hỗn hợp (Wkhí) đƣợc đo tại điểm giám sát x Tỷ lệ khí CO2 trong thành phần khí hỗn hợp x Tỷ trọng khí CO2
(tCO2/năm) (m3Wkhí/năm) (m3CO2/m3Wkhí) (tCO2/m3CO2) Trong công thức này:
- Điểm giám sát được xác định là điểm trước khi tiến hành thu hồi khí CO2. - Tỷ trọng khí CO2 được tính bằng 1,98 kg/m3.
Bƣớc 2: Tính toán phát thải dự án
Bao gồm: (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
1. Khí CO2 thất thoát trong quá trình thu hồi, vận chuyển. 2. Khí CO2 phát thải trong quá trình hoạt động.
3. Khí CO2 thất thoát trong thời gian lưu trữ.
Khí CO2 thất thoát trong quá trình thu hồi, vận chuyển được tính toán như sau:
Xác định lượng CO2 thất thoát tại các điểm giám sát công nghệ.
Xác định lượng CO2 thất thoát giữa điểm giám sát được xác định là điểm trước khi bơm khí xuống địa điểm lưu trữ.
Xác định tổng lượng phát thải CO2 do thất thoát.
Lượng CO2 tại mỗi điểm giám sát được xác định như sau:
Lƣợng khí CO2 đƣợc đo tại điểm giám sát = Lƣợng khí hỗn hợp (Wkhí) đƣợc đo tại điểm giám sát x Tỷ lệ khí CO2 trong thành phần khí hỗn hợp x Tỷ trọng khí CO2
(tCO2/năm) (m3Wkhí/năm) (m3CO2/m3Wkhí) (tCO2/m3CO2)
Bước 1: Xác định lượng CO2 thất thoát giữa các điểm giám sát
Lƣợng khí CO2 thất thoát giữa điểm giám sát
=
Lƣợng khí đƣợc đo tại điểm
giám sát i
-
Lƣợng khí đƣợc đo tại điểm
giám sát j
51
Bước 2: Xác định tổng lượng phát thải CO2 do thất thoát
Tổng lƣợng khí CO2
thất thoát =
Tổng lƣợng khí CO2 thất thoát giữa các điểm giám sát
(tCO2/năm) (tCO2/năm)
Trong thực tế thường sử dụng công thức dưới đây để ước tính lượng phát thải CO2 thất thoát của dự án.
Tổng lƣợng khí CO2 thất thoát ƣớc tính = Phát thải CO2 từ nguồn
x ( Phát thải khi dự án không hoạt động + Tỷ lệ phần trăm thất thoát CO2 khi thu hồi )
(tCO2/năm) (tCO2/năm) (0,10) (0,10) Các giả định cơ sở cho công thức trên được xác định như sau:
- Phát thải khi dự án không hoạt động sẽ là 10%. Nó được giả định là dự án sẽ hoạt động 24h/ngày cho khoảng 330 ngày/năm và không hoạt động khoảng 35 ngày/năm do các sự cố.
- Lượng CO2 thất thoát khi thu hồi sẽ là 10%. Đây là giá trị tiêu chuẩn thường được trích dẫn trong các tài liệu về CCS.
Khí CO2 phát thải trong quá trình hoạt động đƣợc tính toán nhƣ sau: (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Phát thải CO2 do sử dụng nhiên liệu được tính toán như sau:
CO2 phát thải từ sử dụng nhiên liệu = Nhiên liệu đƣợc sử dụng X Hệ số phát thải các-bon của nhiên liệu đƣợc sử dụng X Chỉ số ôxi hóa x Trọng lƣợng quy đổi sang CO2
(tCO2/năm) (TJ/năm) (tC/TJ) (44/12)
Trong công thức này:
Hệ số phát thải các-bon của nhiên liệu sử dụng tại Bảng 1-1, Tài liệu hướng dẫn kiểm kê quốc gia khí nhà kính IPCC 1996 phiên bản sửa đổi.
52
Chỉ số ôxi hóa sử dụng tại Bảng 1-6, Tài liệu hướng dẫn kiểm kê quốc gia khí nhà kính IPCC 1996 phiên bản sửa đổi.
Phát thải CO2 từ việc sử dụng điện cho hoạt động dự án được xác định như sau:
CO2 phát thải từ việc sử
dụng điện = Lƣợng điện sử dụng x
Hệ số phát thải lƣới điện quốc gia
(tCO2tương đương/năm) (MWh/năm) (tCO2/MWh) Trong công thức này, hệ số phát thải lưới điện quốc gia (CEF) được xác định theo phương pháp luận giành riêng cho CEF do EB ban hành.
Khí CO2 rò rỉ trong thời gian lưu trữ
Lượng khí CO2 tại nơi lưu trữ đang giám sát hàng năm để đánh giá lượng rò rỉ trong thời gian lưu trữ.
Tổng lượng phát thải dự án được tính theo công thức sau:
Tổng phát thải dự án =
Tổng lƣợng CO2 thất thoát khi thu
hồi, vận chuyển + CO2 phát thải từ sử dụng nhiên liệu + CO2 phát thải từ việc sử dụng điện + CO2 rò rỉ trong khi lƣu trữ
(tCO2/năm) (tCO2/năm) (tCO2/năm) (tCO2/năm) (tCO2/năm)
c) Tổng lƣợng giảm phát thải
Tổng lượng giảm thiểu phát thải được tính như sau:
Lƣợng giảm phát thải = Phát thải đƣờng cơ sở - Phát thải dự án
53
CHƢƠNG 3
KẾT QUẢ NGHIÊN CỨU 3.1. Áp dụng công nghệ UCG tại mỏ Bình Minh
Dự án thử nghiệm này áp dụng quy trình công nghệ và thiết bị công nghệ của đối tác Linc Energy đã được triển khai ở quy mô thương mại ở Úc. Sản phẩm của dự án sẽ được phân tích, tổng hợp và đánh giá, trên cơ sở kết quả thu được sẽ tiếp tục triển khai dự án (sử dụng khí than cho khí hoá lỏng, sử dụng cho nhiệt điện,...) trong giai đoạn tiếp theo.
Hình 3.1. Quy trình UCG
Nguồn: UCG Engineering, Ltd., 2006
Trong thử nghiệm Bình Minh – Khoái Châu tiến hành bố trí các lỗ khoan thăm dò xung quanh khu thử nghiệm trung tâm. Các lỗ khoan thăm dò nhằm xác định đặc điểm địa tầng, các vỉa than, nghiên cứu các thông số địa kỹ thuật của khu dự án. Sơ bộ xác định các thông số quan trắc về điều kiện địa chất thuỷ văn của khu thử nghiệm thu trước và trong quá trình vận hành khai thác thử nghiệm.
54 (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Dưới đây là sơ đồ công nghệ UCG áp dụng cho khai thác tại khu thử nghiệm Bình Minh, huyện Khoái Châu, tỉnh Hưng Yên.
55
Thể tích, thành phần và nhiệt lượng của khí thu nhận được phụ thuộc vào thành phần của luồng khí lưu thổi vào lỗ khoan [4]. Dưới đây là Bảng thể hiện một số thông số kỹ thuật nêu trên khi áp dụng UCG với ba phương án bơm khí đầu vào là: hàm lượng ôxy trong khí thổi vào từ 19-21% (không khí); hàm lượng ôxy trong khí thổi vào đạt 45%; hàm lượng ôxy trong khí thổi vào đạt 100% [4].
Bảng 3.1. Một số thông số đầu vào
Hàm lƣợng ôxy trong khí thổi vào 19%-21% 45% 100%
Nhiệt năng thấp nhất của khí sản phẩm (kJ/m3)
3,35 5,23 8,58
Khối lượng than sử dụng trên mỗi 1m3
khí sản phẩm (kg/m3 ) 0,36 0,51 0,81 Thành phần khí sản phẩm (%) H2S CO2 CnHm CO H2 CH4 N2 0,4 18,9 0,2 5,5 17,2 2,5 54,5 0,2 22,3 0,2 12,5 26,3 3,0 35,5 0,6 28,0 0,2 24,3 40,8 4,1 2,0
Nguồn: Công ty Năng lượng sông Hồng (2009), Tập đoàn Công nghiệp Than – Khoáng sản Việt Nam, Dự án thử nghiệm khí hoá than ngầm dưới lòng đất
Dự án thử nghiệm tại khu vực Bình Minh – Khoái Châu có quy mô khoảng 8-10 lỗ khoan, vừa là lỗ khoan thăm dò và sau sử dụng để khí hóa. Công nghệ áp dụng phương án bơm khí đầu vào với hàm lượng ôxy trong khí thổi là 45%, với tổng thời gian là 7 năm, trong đó 4 năm đầu có công suất 3,7 tỷ m3 khí sản phẩm/năm và 3 năm sau có công suất lên 11 tỷ m3
khí sản phẩm/năm [4].
3.1.1. Lƣợng than tiêu thụ
Từ số liệu tại Bảng 3.1 và tổng lượng khí sản phẩm thu được của dự án UCG thử nghiệm tại Bình Minh – Khoái Châu, lượng than tiêu thụ trong một năm của dự án được tính như sau:
56 Tổng lƣợng than tiêu thụ = Tổng lƣợng khí sản phẩm thu đƣợc X Khối lƣợng than sử dụng trên mỗi m3 khí sản phẩm (kg/năm) (m3/năm) (kg/m3)
Đối với giai đoạn 1: 4 năm (giai đoạn UCG công suất 3,7 tỷ m3
khí/năm): Tổng lƣợng than tiêu thụ (kg/năm) = 3.700.000.000 (m3/năm) X 0,51 (kg/m3) = 1.887.000.000 (kg/năm)
Đối với giai đoạn 2: 3 năm (giai đoạn UCG công suất 11 tỷ m3
khí/năm): Tổng lƣợng than tiêu thụ (kg/năm) = 11.000.000.000 (m3/năm) X 0,51 (kg/m3) = 5.610.000.000 (kg/năm)
Trong thời gian 7 năm, tổng lượng than tiêu thụ được thể hiện tại Bảng 3.2 dưới đây:
Bảng 3.2. Tổng lượng than tiêu thụ trong giai đoạn 7 năm
Năm Tổng lƣợng khí sản phẩm thu đƣợc (m3) Tổng lƣợng than tiêu thụ (kg) Năm 1 3.700.000.000 1.887.000.000 Năm 2 3.700.000.000 1.887.000.000 Năm 3 3.700.000.000 1.887.000.000 Năm 4 3.700.000.000 1.887.000.000 Năm 5 11.000.000.000 5.610.000.000 Năm 6 11.000.000.000 5.610.000.000 Năm 7 11.000.000.000 5.610.000.000 Tổng 47.800.000.000 24.378.000.000
57
3.1.2. Phát thải khí nhà kính
Sau quá trình UCG, trong thành phần khí hỗn hợp sản phẩm thu được đã xác định 02 khí nhà kính nằm trong danh sách các loại khí bị kiểm soát bởi Nghị định thư Kyoto là CO2 và CH4.
Lượng tấn khí CO2 phát thải từ UCG sẽ được tính như sau:
Lƣợng phát thải khí CO2 = Lƣợng khí hỗn hợp (Wkhí) thu đƣợc x Tỷ lệ khí CO2 trong thành phần khí hỗn hợp x Tỷ trọng khí CO2
(tCO2/năm) (m3Wkhí/năm) (m3CO2/m3Wkhí) (tCO2/m3CO2) Trong đó, tỷ trọng khí CO2 được lấy là 1,9769 kg/m3 tức 0,0019769 t/m3. Đối với dự án UCG thử nghiệm tại khu Bình Minh – Khoái Châu, lượng phát thải khí CO2 sẽ được tính như sau:
Đối với giai đoạn 1:
Lƣợng phát thải khí CO2 (tCO2/năm) = 3.700.000.000 (m3/năm) x 0,223 (m3CO2/m3Wkhí) x 0,0019769 (tCO2/m3CO2) = 1.631.140,19 (tCO2/năm) (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Đối với giai đoạn 2:
Lƣợng phát thải khí CO2 (tCO2/năm) = 11.000.000.000 (m3/năm) x 0,223 (m3CO2/m3Wkhí) x 0,0019769 (tCO2/m3CO2) = 4.849.335,70 (tCO2/năm)
Trong thời gian 7 năm, tổng lượng phát thải CO2 được thể hiện tại Bảng 3.3 dưới đây.
Bảng 3.3. Tổng lượng phát thải khí CO2
Năm Lƣợng phát thải (tCO2)
Năm 1 1.631.140,19
Năm 2 1.631.140,19
Năm 3 1.631.140,19
58
Năm Lƣợng phát thải (tCO2)
Năm 5 4.849.335,70
Năm 6 4.849.335,70
Năm 7 4.849.335,70
Tổng 21.072.567,86
Lượng tấn khí CH4 phát thải từ UCG sẽ được tính như sau:
Lƣợng phát thải khí CH4 = Lƣợng khí hỗn hợp (Wkhí) thu đƣợc x Tỷ lệ khí CH4 trong thành phần khí hỗn hợp x Tỷ trọng khí CH4 (tCH4/năm) (m3Wkhí/năm) (m3CH4/m3Wkhí) (tCH4/m3CH4) Trong đó, tỷ trọng khí CH4 được lấy là 0,718 kg/m3 tức 0,000718 t/m3 (trong cùng điều kiện để tỷ trọng khí CO2 là 0,0019769 t/m3 [13]).
Đối với dự án UCG thử nghiệm tại khu Bình Minh – Khoái Châu, lượng phát thải khí CH4 sẽ được tính như sau:
Đối với giai đoạn 1:
Lƣợng phát thải khí CH4 (tCH4/năm) = 3.700.000.000 (m3/năm) x 0,03 (m3CH4/m3Wkhí) x 0,000718 (tCH4/m3CH4) = 79.698 (tCH4/năm)
Đối với giai đoạn 2:
Lƣợng phát thải khí CH4 (tCH4/năm) = 11.000.000.000 (m3/năm) x 0,03 (m3CH4/m3Wkhí) x 0,000718 (tCH4/m3CH4) = 236.940 (tCH4/năm)
Dựa vào tiềm năng nóng lên toàn cầu của CH4 so với CO2 tại Bảng 1.1, lượng CH4 được quy đổi ra CO2 tương đương được tính như sau: