** средняя концентрация метана 25%
*** плотность CH4 0,7167 кг/м3
В таблице представлен суммарный объем потребления электроэнергии новыми объектами по проекту. Более детальные данные по потреблению электроэнергии представлены в Приложении 9.
| Год | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 |
| Суммарный объем потребления электроэнергии новыми проектными объектами, МВтч | 903 | 4485 | 7176 | 7176 | 7176 | 7176 | 7176 |
7.2. Коэффициенты выбросов по проекту
В связи с отсутствием лучшей методологии для расчета коэффициента выбросов по проекту используется Исправленная версия Руководства Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК) по проведению национальных инвентаризаций выбросов ПГ (1996). Поэтому использовались следующие коэффициенты МГЭИК:
· Коэффициент выбросов для метанового природного газа - 15,3 тC/ТДж
· Фракция окисления углерода для природного газа - 0,995
· Низшая теплота сгорания для метана - 52,2 ТДж/ктCH4
· Коэффициент пересчета выбросов углерода в выбросы CO2 - 3,67тCO2/тC
Таким образом, КВУ_сжигание, коэффициент выбросов углерода по проекту составит 2,913 т CO2/тCH4.
КВУ для расчета выбросов, связанных с потреблением электроэнергии (c.e.f._ проектные объекты) новыми объектами по проекту принят как равный 876 гCO2/кВтч, что является стандартным КВУ для Украины на 2006 год (см. Таблицу B2, Технического задания «ERUPT 5»). Значение этого КВУ останется неизменным и в дальнейший период с 2007 по 2012 год. Такое предположение было сделано в целях демонстрации подхода с завышением погрешности, применяемого при расчете выбросов по проекту, так как четыре первых модуля когенерации будут введены в эксплуатацию с начала 2006 года.
7.3. Расчет выбросов по проекту
Выбросы по проекту от процесса сжигания метана, тыс. тонн CO2-эквивалента
| Год | MC | c.e.f. _сжигание | PE_сжигание |
| тыс. тонн CH | тCO2/тCH4 | тыс. тонн CO2 | |
| 2005 | - | - | - |
| 2006 | 0,69 | 2,913 | 2,02 |
| 2007 | 18,53 | 2,913 | 53,94 |
| 2008 | 29,64 | 2,913 | 86,34 |
| 2009 | 29,64 | 2,913 | 86,34 |
| 2010 | 29,64 | 2,913 | 86,34 |
| 2011 | 29,64 | 2,913 | 86,34 |
| 2012 | 29,64 | 2,913 | 86,34 |
Выбросы неутилизированного метана, тыс. тонн CO2-эквивалента
| годы | ME | MC | GWP | PE_не утилиз. |
| 2005 | 12,88 | 21 | 270,54 | |
| 2006 | 17,84 | 0,69 | 21 | 359,95 |
| 2007 | 40,42 | 18,53 | 21 | 459,73 |
| 2008 | 36,29 | 29,64 | 21 | 139,58 |
| 2009 | 32,90 | 29,64 | 21 | 68,46 |
| 2010 | 32,71 | 29,64 | 21 | 64,49 |
| 2011 | 32,62 | 29,64 | 21 | 62,61 |
| 2012 | 32,65 | 29,64 | 21 | 63,17 |
Выбросы по проекту, связанные с потреблением электроэнергии новыми объектами, тыс. тонн CO2-эквивалента
| Годы | EPG проектные объекты | c.e.f._проектные объекты | PE проектные объекты |
| 2005 | |||
| 2006 | 0,90 | 876 | 0,79 |
| 2007 | 4,48 | 876 | 3,94 |
| 2008 | 7,18 | 876 | 6,30 |
| 2009 | 7,18 | 876 | 6,30 |
| 2010 | 7,18 | 876 | 6,30 |
| 2011 | 7,18 | 876 | 6,30 |
| 2012 | 7,18 | 876 | 6,30 |
Суммарные выбросы по проекту, тыс. тонн CO2-эквивалента
| Годы | PE_сжигание | PE_nне утилизир. | PE_проектные объекты | PE (суммарные) |
| 2005 | 270,54 | 270,54 | ||
| 2006 | 2,02 | 359,95 | 0,79 | 362,77 |
| 2007 | 53,96 | 459,73 | 3,94 | 517,63 |
| 2008 | 86,34 | 139,58 | 6,30 | 232,22 |
| 2009 | 86,34 | 68,46 | 6,30 | 161,09 |
| 2010 | 86,34 | 64,49 | 6,30 | 157,13 |
| 2011 | 86,34 | 62,61 | 6,30 | 155,25 |
| 2012 | 86,34 | 63,17 | 6,30 | 155,80 |
7.4. Прогнозирование косвенных выбросов ПГ
Косвенные выбросы парниковых газов не выявлены.
8. РАСЧЕТ СОКРАЩЕНИЙ ВЫБРОСОВ
Годовой объем сокращений выбросов может быть рассчитан как разница между базовыми выбросами и выбросами по проекту.
ER = BE - PE; тыс. тонн CO2-эквивалента
где:
ER - годовой объем сокращений выбросов, тыс. тонн CO2-эквивалента
BE – суммарный объем базовых выбросов, тыс. тонн CO2-эквивалента
PE – суммарный объем выбросов по проекту, тыс. тонн CO2-эквивалента
| Годы | BE | PE | ER | ЕСВ (накопленные) |
| 2005 | 270,54 | 270,54 | - | |
| 2006 | 389,57 | 362,77 | 26,81 | |
| 2007 | 936,74 | 517,63 | 419,11 | |
| 2008 | 898,79 | 232,22 | 666,57 | 666,57 |
| 2009 | 824,72 | 161,09 | 663,63 | 1 330,20 |
| 2010 | 818,00 | 157,13 | 660,87 | 1 991,08 |
| 2011 | 813,18 | 155,25 | 657,93 | 2 649,01 |
| 2012 | 810,79 | 155,80 | 654,99 | 3 304,00 |
9. ПЛАН МОНИТОРИНГА
В ходе реализации проекта система мониторинга сокращения выбросов будет интегрирована в действующую на шахте им. А.Ф. Засядько систему контроля и отчетности. Это позволит получать надежные и легко проверяемые данные, связанные с результативностью проекта, тем самым, обеспечивая качество и эффективность системы мониторинга.
9.1.Организационная структура мониторинга и информирования
Информация со всех источников о параметрах результативности и расчетах будет напрямую поступать на рабочее место оператора, а после этого докладываться в Центральную диспетчерскую службу шахты. Рабочие параметры потока метана и выработки тепловой и электрической энергии будут перепроверяться в целях обеспечения качества и надежности данных мониторинга.
В целях обеспечения надежной и непрерывной работы установки когенерации предусматривается подача природного газа через систему трубопроводов. В случае отказа системы (или части системы) подачи метана, метано-воздушная смесь в срочном порядке будет высвобождаться в атмосферу через аварийные выпускные отверстия. Специальные запорные клапаны автоматически будут перекрывать подачу метана; природный газ будет подаваться на установку обработки газа и далее в двигатели.