《生态环境部就《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准》答记者问》

  • 来源专题:能源情报网监测服务平台
  • 编译者: 郭楷模
  • 发布时间:2024-12-12
  • 中新网12月12日电 据“生态环境部”微信公众号消息,生态环境部气候司相关负责人就《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准》答记者问。

    2024年12月1日,生态环境部和国家市场监督管理总局联合发布了新修订的《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准》(GB 21522—2024)(以下简称《排放标准》)。《排放标准》是基于2008年首次发布的《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准(暂行)》(GB 21522—2008)进行的首次修订。新标准强调,在满足安全生产的前提下,通过更加严格的排放控制要求和监测要求,强化甲烷排放控制,积极应对气候变化,改善生态环境质量。

    问:请简要介绍一下《排放标准》的修订背景。

    答:一是应对气候变化的迫切需求。控制温室气体排放是我国积极应对气候变化的重要任务,甲烷是全球第二大温室气体,具有增温潜势高、寿命短的特点。积极稳妥有序控制甲烷排放,兼具减缓全球温升的气候效益、能源资源化利用的经济效益、协同控制污染物的环境效益和减少生产事故的安全效益。加强甲烷排放控制,是应对全球气候变化的重要举措,我国及时修订并发布《排放标准》,有力展示了我国积极应对全球气候变化负责任态度。

    二是落实《甲烷排放控制行动方案》的具体举措。2023年11月生态环境部联合有关部门发布了《甲烷排放控制行动方案》(以下简称《方案》),《方案》是我国首份甲烷控排顶层设计文件。《方案》提出一系列目标和任务,在建立完善技术标准上要求“适时进一步完善煤矿瓦斯、油气甲烷泄漏的甲烷排放标准”。本次《排放标准》的修订既是落实《方案》的具体行动和举措,又符合我国推动全面绿色转型、控制温室气体排放的大方向。

    三是修订《排放标准》的条件已较为成熟。在《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准(暂行)》(GB 21522—2008)最初制定时,主要目的是为了控制煤矿瓦斯事故、促进煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用,并且当时的低浓度瓦斯(甲烷体积分数小于30%的瓦斯)和风排瓦斯利用技术不成熟,所以仅对煤层气和浓度大于30%的抽采瓦斯提出了强制性要求,未对低浓度瓦斯提出排放控制要求。近年来,随着我国对煤炭行业开采技术迭代升级,煤矿瓦斯抽采利用技术不断突破,甲烷浓度高于8%的低浓度瓦斯抽采利用技术已经成熟。从当前技术发展水平来看,提高瓦斯排放控制要求既能满足新的温室气体排放控制需求,也可以充分发挥我国瓦斯利用技术的作用。

    问:《排放标准》主要修订了哪些内容?

    答:本次修订完善了抽采要求、排放控制要求、监测要求和实施与监督等方面内容。

    一是提高了煤层气(煤矿瓦斯)的排放控制要求。本次修订中下调了煤矿瓦斯的排放限值,并引入抽采纯量作为判定指标。修订要求甲烷体积浓度高于8%且抽采纯量高于10立方米每分钟的煤矿瓦斯禁止排放。这是本次修订的关键。一方面通过降低排放限值和引入新的判定指标,加强对甲烷排放的管控力度,有效减少煤炭开采行业的温室气体排放;另一方面,修订也充分考虑了当前煤炭行业在瓦斯抽采和利用技术方面的发展现状,确保煤矿企业能够利用现有的成熟技术来满足各项要求,在促进瓦斯的高效利用的同时也保障企业的经济性和操作的安全性。

    二是以保证安全生产为首要前提。修订坚持安全第一、生命至上的原则,将安全生产列为标准执行的前提,确保所有活动首先满足安全生产的要求。修订中引用相关强制性安全标准,简化井工煤矿瓦斯抽采要求,并新增低浓度瓦斯管理规定(按GB 40881标准执行)。更明确要求《排放标准》执行过程中,各单位应首先满足安全生产相关的要求。同时,《排放标准》也增加了豁免情形,在发生安全事故、涉及安全生产等紧急情况下,企业可以按相关规定先排放,优先遵循安全生产有关规定进行处理,再按照《排放标准》要求报告。

    三是完善了排放控制、监测、瓦斯利用、实施和监督等方面要求。本次修订明确了甲烷浓度和抽采纯量为24小时均值和计算公式,调整了不同浓度煤矿瓦斯的利用和销毁要求,增加了执行标准的监控位置,要求在煤层气集输站场放空管、增压站放空管、压缩站放空管、井工煤矿瓦斯抽采泵站放空管、瓦斯利用储存和销毁设施的排放管道和应急排放管道,以及回风井筒等设施的甲烷排放管道设置传感器,监测甲烷浓度、流量、压力、温湿度或标准状态流量等相关排放参数。也新增了对于各排放口监测应参考的标准和不同类型传感器的技术指标要求。增加了实施和监督中的紧急情况豁免要求。

    问:《排放标准》从什么时候开始执行?

    答:自2025年4月1日起,在满足安全生产要求的基础上,新建井工煤矿及煤层气地面开发系统的煤层气(煤矿瓦斯)排放执行本《排放标准》所规定的排放控制要求。

    自2027年4月1日起,在满足安全生产要求的基础上,现有井工煤矿及煤层气地面开发系统的煤层气(煤矿瓦斯)排放执行本《排放标准》所规定的排放控制要求。

    问:实施《排放标准》的预期效果如何?

    答:本次修订下调煤矿瓦斯排放限值可以有效减少甲烷的排放,有助于减缓气候变化。据测算,标准实施后每年可减少甲烷排放约五千万吨二氧化碳当量。

  • 原文来源:https://www.cnenergynews.cn/meitan/2024/12/12/detail_20241212191289.html
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  • 《煤层气成我国天然气增产重要补充》

    • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2024-02-07
    • 近年来,在相关政策大力支持下,我国煤层气开发利用规模快速增长,产业发展取得积极进展。2023年煤层气增量占天然气增量的18%,成为我国天然气增产重要补充。 煤层气开发利用具有保障煤矿安全生产、增加清洁能源供应、减少温室气体排放等多重效益。近年来,在相关政策大力支持下,我国煤层气开发利用规模快速增长,产业发展取得积极进展。 国家能源局近日召开的2024年一季度新闻发布会透露,2023年我国煤层气产量达到117.7亿立方米,同比增长20.5%;煤层气产量约占国内天然气供应的5%,增量占比达到18%,已成为国内天然气供应的重要补充。 产量保持年均20%增速 近年来,国家层面持续完善支持政策,加强煤层气开发利用关键技术装备创新攻关,大力推动煤层气资源规模化开发利用,取得显著成效。统计数据显示,“十四五”以来,全国煤层气产量保持年均20%的快速增长态势。 国家能源局综合司副司长、新闻发言人张星指出,2023年我国煤层气行业取得四方面重要进展:一是资源探明快速增加,全国煤层气勘探投资超30亿元,新增探明地质储量约2900亿立方米;二是产能建设加快推进,全国煤层气开发投资超过100亿元,新建产能超过30亿立方米/年;三是技术创新成效明显,深层煤层气勘探开发理论认识和技术获得重大突破;四是配套政策不断完善,中央财政继续安排资金支持煤层气等非常规天然气开发利用。持续实施增值税先征后返、所得税优惠税率等优惠政策。进一步完善矿权管理,简化油气资源综合勘查开采程序,支持煤层气与其他矿产资源兼探兼采。 “从煤层气产业的发展历程看,每个阶段的快速发展都离不开长期的技术积累。技术有了新突破或大幅提升后,产量自然就会增加。”中国石油大学(北京)教授张遂安在接受《中国能源报》记者采访时指出,“近年来,经过国家科技重大专项持续发力,煤层气开发技术得到长足进步,尤其是水平井的分段压裂技术已经成熟,给煤层气开发提供了实现高产的技术路径。” 陕西省煤层气公司党委书记、董事长牛鸿波告诉《中国能源报》记者:“经过近40年的探索与发展,我国煤层气勘探开发理论与技术取得明显进展。尤其是近年来,通过加大科技攻关力度,相继攻克薄煤层、深部煤层气等难题,煤层气储量和产量持续增加。 当前,沁水盆地煤层气商业化勘探开发已取得重大突破,起到了很好的示范带动作用。作为企业,我们要充分借鉴其经验和技术,加快煤层气产业规模化、商业化勘探开发。” 资源潜力待有效释放 在多位受访专家看来,尽管近年我国煤层气开发利用进展较大,但整体看,煤层气产量相较其他非常规气仍偏低,在天然气产量中占比较小,资源潜力待有效释放。 “虽然煤层气产量增速提高了,但在整个天然气产量中的占比只有5%,而且这些产量大部分来自沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘。”重庆大学资源与安全学院副教授李全贵告诉《中国能源报》记者,“不过,国家近年来十分重视煤层气产业发展,尤其近两年在深部煤层气领域取得新突破,这可能是未来的发展方向,对未来天然气产量整体提升将发挥积极贡献。” 据了解,我国煤层气资源丰富,具有较大开发潜力。自然资源部2022年最新统计数据显示,埋深2000米以浅的煤层气地质资源量约30.05万亿立方米,可采资源量约12.5万亿立方米;2000米以深的地质资源量40.71万亿立方米,可采资源量10.01万亿立方米。 张遂安表示:“从资源和产量的关系看,目前我国煤层气矿业权占资源面积的比重很低,可能不到10%,大量的煤层气资源都在油气矿产覆盖的区域。比如鄂尔多斯盆地、新疆吐哈盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地、四川盆地,这些大都掌握在石油企业手中。对石油企业而言,肯定优先勘探开发可以快速上产的常规气资源。” “目前的现状是,巨大的资源中采出的煤层气太少。”张遂安说,“但实际上,是因为让出来的矿业权太有限,如果从单位面积矿业权的产量贡献看, 煤层气要比常规油气贡献的比例大。” 牛鸿波表示,目前仍存在煤层气和煤炭矿业权重叠问题,存在圈而不探、占而不采现象,有开发意愿的企业无法获取足够的资源,导致煤层气无法规模化开发。 “若能进一步完善矿业权管理,简化资源综合勘查开采程序,支持煤层气与煤炭资源兼探兼采,实现采煤采气一体化推进,使煤层气资源得到有效释放,将有利于助推产量增长。” 关键技术待创新突破 值得注意的是,我国煤层气赋存条件相对较差,同时受地质条件复杂和适应性技术不到位等因素影响,距离大规模开发利用仍有一段路程,因此针对不同典型地质条件的关键技术装备创新攻关有待进一步突破。 “煤层气是整个油气行业最难采的非常规资源,因为难采,所以需要国家在科技研发、资金甚至信心上的支持。 ”张遂安坦言,“我国地质条件复杂,没有一个地区能够简单地照搬其他技术就能见到成效,都需要开展一段深入的研究和摸索,这样就很难快速上产。从另一个角度讲,无论是国家还是企业,都应理性看待这个问题,这个最难采的资源应该精耕细作式地勘探开发。” 牛鸿波建议,煤层气勘探开发投资大、成本高、回收周期长、投入产出不均衡,严重制约行业快速发展。“需要国家进一步加大煤层气勘探开发的支持力度,尤其是持续给予财政、税收方面的政策支持,并加大科技研发的支持力度,特别在开发工艺研究等方面给予支持。另外,要鼓励高瓦斯矿井加大在煤层气开发利用方面的投入,充分调动煤矿企业的积极性,加快煤层气规模化、商业化开发利用。” “从技术层面讲,深部煤储层地质条件和分布规律复杂、成熟技术无法照搬、中浅部资源条件研究精度不够、深部煤层气勘探开发处于起步阶段、技术不成熟,这些因素都制约着煤层气产业发展,所以要下大力气在深部煤层气高效排采、煤层气立体开发等方面进行技术攻关。”牛鸿波指出。