» Phản biện

Công ước Minamata và vấn đề quản lý phát thải thủy ngân

06:29 |28/10/2019

 - 

Lượng thủy ngân (Hg) bị phát thải vào không khí trong quá trình sử dụng than ở Việt Nam là tương đối thấp và so với thế giới vẫn ở mức có thể chấp nhận được. Theo tính toán, tổng lượng phát thải Hg vào không khí ở Việt Nam từ các ngành có sử dụng than (nhiệt điện, xi măng, luyện kim, VLXD, phân bón, hóa chất, chất đốt sinh hoạt với tổng khối lượng trên 80 triệu tấn vào năm 2019) chỉ lớn hơn 2,1 lần so với lượng thủy ngân bị phát thải trong vụ cháy ở Công ty Cổ phần Bóng đèn Phích nước Rạng Đông vừa qua... Để bạn đọc có góc nhìn toàn diện về vấn đề này, Tạp chí Năng lượng Việt Nam thực hiện loạt bài phân tích về quản lý phát thải thủy ngân trong sử dụng than ở Việt Nam, qua đó kiến nghị các giải pháp nhằm quản lý, kiểm soát tốt hơn phát thải thủy ngân trong một số ngành của nền kinh tế. 

Phát thải CO2 từ tiêu dùng năng lượng: Nhìn và suy ngẫm từ mọi góc độ [Kỳ 1]
Phát thải CO2 từ tiêu dùng năng lượng: Nhìn và suy ngẫm từ mọi góc độ [Kỳ 2]
Phát thải CO2 từ tiêu dùng năng lượng: Nhìn và suy ngẫm từ mọi góc độ [Kỳ cuối]



1. Công ước quốc tế Minamata

Thế giới đã tuyên chiến với thủy ngân:

Thế giới đã tuyên chiến với kim loại lỏng thủy ngân. Gần 100 quốc gia đã ký Công ước Minamata vào mùa thu năm 2013 tại một hội nghị ở Kumamoto, Nhật Bản (đến nay, số quốc gia đã ký lên tới >130). Điều này có nghĩa, trong tương lai, loài người sẽ từ bỏ việc sử dụng thủy ngân bất cứ khi nào có thể.

Về bản chất, tuyên chiến với thủy ngân cũng giống như tuyên chiến với thời tiết xấu. Kim loại này tồn tại theo quy luật tự nhiên và thờ ơ với loài người. Thủy ngân đã tồn tại trong lòng đất hàng triệu năm nay, và chưa bao giờ cầu xin làm bạn với con người. Chính con người đã khởi sự đào mỏ và khai thác để trục xuất thứ kim loại lỏng này ra khỏi lòng đất. Âm binh đã được thoát ra. Nhưng, phải mất hàng trăm năm để con người cuối cùng cũng hiểu: Chơi với thủy ngân rất nguy hiểm. Do đó, Công ước Minamata là một tuyên chiến không phải với thủy ngân, mà là với sự thiếu hiểu biết và vô trách nhiệm của con người.

Đây là cuộc chiến của lý trí con người với thủy ngân.

Công ước quốc tế Minamata về thủy ngân đã được Việt Nam ký ngày 11/10/2013 và phê chuẩn ngày 23/6/2017.

Tình hình chung về phát thải thủy ngân:

Trong vỏ trái đất, chỉ số Clak của thủy ngân bình quân 0.83mg/tấn. Trong nước biển chỉ số này là 0.1mg/m3. Thủy ngân tồn tại chủ yếu trong các quặng kim loại dưới dạng các khoáng vật đồng hành (HgS- thần sa, Hg2Cl2- calomen, Hg6Cl4O- exlestonit, Hg2ClO- terlinguanit).

Qui mô sản xuất và tiêu dùng thủy ngân trong công nghiệp trên thế giới khoảng 3165÷4365 tấn vào năm 2005 và đang có xu hướng giảm (xem đồ thị sau):


Hình 1. Qui mô sản xuất và tiêu dùng thủy ngân trên thế giới:

Hình 2. Tồn tại của Hg sau khi được khai thác, %:



Thủy ngân trong khoáng vật than:

Về khoáng vật học, hàm lượng của thủy ngân trong than không đáng kể (chỉ ở mức độ “vết”) so với trong các quặng khác. Tuy nhiên, than là khoáng vật được khai thác qui mô lớn, nếu không được kiểm soát, trong quá trình đốt than, thủy ngân sẽ xâm nhập vào không khí theo khói thải và gây ô nhiễm môi trường.

Theo số liệu của Cục Địa chất Mỹ, trong 1582 mẫu than được lấy từ 56 nước trên thế giới (trong đó, có 6 mẫu than lấy tại Quảng Ninh của Việt Nam) hàm lượng thủy ngân bình quân khoảng 0.242ppm.

Theo IEA, sản lượng khai thác than trên thế giới đang có xu hướng giảm trong thời gian gần đây (giảm từ 7.925 tỷ tấn/2014 xuống còn 7.269 tỷ tấn/2017). Theo đó, sản lượng than năm 2019 dự kiến khoảng 6.0÷6.5 tỷ tấn.

Như vậy, lượng thủy ngân chứa trong than được lấy lên từ lòng đất khoảng 1.500 tấn/2019.

2. Những loại than đang được sử dụng ở Việt Nam

Tài nguyên và trữ lượng than của Việt Nam:

Theo các báo cáo thăm dò địa chất, trên thềm lục địa của Việt Nam có các loại than đá, than nâu và than bùn với tổng tài nguyên và trữ lượng than (resource+reserves) tính đến 2017 được tổng hợp trong bảng sau:

Bảng 1. Tổng tài nguyên và trữ lượng than của Việt Nam năm 2017:

Chủng loại than

Tổng số

Anthracite

Bitum

Sub-bitum

Lignite

Peat

Số lượng, 1000 tấn

46,960,615

1,900,000

5,166,999

39,464,616

93,000

336,000

Bể than Đông Bắc

7,029,999

1,900,000

5,129,999

0

0

0

Bể than ĐBSH

39,351,616

0

0

39,351,616

0

0

Các mỏ than nội địa

206,000

0

0

113,000

93,000

0

Các mỏ than địa phương

373,000

0

37,000

0

0

336,000

Tỷ trọng, %

100.00

4.05

11.00

84.04

0.20

0.72

Bể than Đông Bắc

14.97

4.05

11.00

84.04

0.20

0.72

Bể than ĐBSH

83.80

4.05

10.92

0.00

0.00

0.00

Các mỏ than nội địa

0.44

0.00

0.00

83.80

0.00

0.00

Các mỏ than địa phương

0.79

0.00

0.00

0.24

0.20

0.00



Bảng trên cho thấy, so với mức bình quân chung của thế giới: nguồn than chủ yếu (84%) của Việt Nam là sub-bitum (của thế giới là bitum- 52%). Nguồn than bitum của Việt Nam chỉ chiếm 11%, trong khi của thế giới là 52%.

Ngược lại, nguồn anthracite của thế giới chỉ chiếm khoảng 1%, trong khi của Việt Nam là hơn 4%. Cụ thể xem các đồ thị sau:


Hình 4. So sánh cơ cấu các nguồn than trên thế giới và ở Việt Nam.

Cơ cấu nguồn than khác nhau nêu trên đã dẫn đến việc qui hoạch sử dụng than ở Việt Nam cũng có sự khác biệt so với thế giới.

Cụ thể, nguồn than dùng cho phát điện và sản xuất xi măng trên thế giới chủ yếu là than nhiệt (lignite, sub-bitum và bitum chiếm 99%), còn ở Việt Nam than dùng cho phát điện và sản xuất xi măng gồm cả than nhiệt (95,2%) và anthracite (>4%). Chi tiết được minh họa trong các sơ đồ sau:


Hình 5. So sánh việc sử dụng các nguồn than trên thế gới và ở Việt Nam.

Hiện trạng khai thác và sử dụng than ở Việt Nam:

Than khai thác trong nước chủ yếu (95%) là than đá (hard coal) và một lượng nhỏ (5%) than nâu (brown coal). Các mỏ than đá lớn của Việt Nam nằm chủ yếu ở tỉnh Quảng Ninh (bituminous, anthracite “no fumes”), các mỏ than đá nhỏ nằm phân tán ở Thái Nguyên (Khánh Hòa- bituminous, Làng Cẩm- coking coal, Núi Hồng- bituminous và Phấn Mễ- coking coal), Đà Nẵng (Nông Sơn- bituminous), Nghệ An (Khe Bố- coking coal). Các mỏ than nâu nằm ở Lạng Sơn (Na Dương- lignite- ngọn lửa dài) và ở vùng châu thổ Đồng bằng Sông Hồng (sub-bituminous B).

Hiện trạng khai thác và sử dụng than của Việt Nam giai đoạn 2015-2019 được tổng hợp như sau:

Bảng 2. Hiện trạng khai thác và sử dụng than ở Việt Nam giai đoạn 2015-2019:

Các chỉ tiêu chính

2015

2016

2017

2018

2019*

1 Sản lượng khai thác than trong nước, triệu tấn

43.5

40.4

41.0

43.4

47.5

1.1 Tập đoàn Vinacomin, tr.tấn

37.4

34.8

35.0

37.0

41.0

1.2 Tcty Đông Bắc, tr.tấn

5.5

5.0

5.4

5.8

5.9

1.3 Vietmindo, tr.tấn

0.6

0.6

0.6

0.6

0.6

2. Tổng khối lượng than nhập khẩu, tr.tấn

6.9

13.3

14.5

17.0

38.1

2.1 Vinacomin, tr.tấn

0.4

0.3

1.0

0.6

4.6

2.2 Tcty Đông Bắc, tr.tấn

0.3

1.1

0.9

1.4

3.5

2.3 Các doanh nghiệp khác, tr.tấn

6.3

11.9

12.6

15.0

30.0

3. Tổng lượng than cấp cho nền kinh tế, tr.tấn

41.3

48.6

54.8

63.4

80.3

3.1 Tập đoàn Vinacomin, tr.tấn

29.2

30.4

35.6

40.5

42.1

3.2 Tcty Đông Bắc, tr.tấn

5.8

6.3

6.6

7.9

8.2

3.3 Các doanh nghiệp khác tự cung cấp, tr.tấn

6.3

11.9

12.6

15.0

30.0

Ghi chú: (*)- số liệu dự tính (đến hết tháng 10) của năm 2019


Hiện trạng nhập khẩu than vào Việt Nam:

Việt Nam đang nhập khẩu than và các sản phẩm của than từ 18 quốc gia, chủ yếu từ Indonesia (sub-bituminous), Úc (bituminous), Nga (bituminous + anthcacite), Triều Tiên (anthracite), Trung Quốc (bituminous + coking coal), Canada (bituminous), Nam Phi (hard coal). Khối lượng và cơ cấu các nguồn than nhập khẩu vào Việt Nam năm 2016 và 2017 được trình bày trong các đồ thị sau:

Hình 6. Khối lượng nhập khẩu than năm 2016 của Việt Nam từ các nguồn.



Hình 7. Nguồn than nhập khẩu. Hình 8. Chủng loại than nhập khẩu.


3. Đánh giá sơ bộ về hàm lượng thủy ngân trong than đang sử dụng ở Việt Nam

Số liệu của Cục Địa chất Mỹ:

Như trên đã nêu, hàm lượng thủy ngân trong các chủng loại than thường rất nhỏ và rất khác nhau. Theo số liệu công bố của Cục Địa chất Mỹ trong báo cáo về “Kiểm kê chất lượng than của các quốc gia” (National Coal Quality Inventory), hàm lượng bình quân của thủy ngân (ppm) trong than của các nguồn thường được nhập về Việt Nam được trình bày trong đồ thị và bảng như sau:

Hình 9. Hàm lượng thủy ngân (ppm) trong các loại than nhập khẩu vào VN.


Bảng 3. Hàm lượng thủy ngân trong các nguồn than đang nhập khẩu về VN:

Nguồn than

Loại than

Hàm lượng thủy ngân trong than, ppm

Trung bình

Nhỏ nhất

Lớn nhất

Úc

bitum

0.075

0.010

0.310

Canada

bitum

0.058

0.033

0,120

Trung Quốc

bitum

0.170

0.010

2.248

Colombia

sub-bitum

0.069

0.020

0.170

Triều Tiên

anthracite

0.359

0.023

2.700

Indonesia

sub-bitum

0.104

0.040

0.190

Malaysia

sub-bitum

0.077

0.044

0.110

Philippines

sub-bitum

0.076

0.030

0.100

Nga

bitum

0.120

0.020

0.250

Nam Phi

bitum

0.157

0.023

0.830

Thái Lan

lignite

0.137

0.020

0.600

Việt Nam

anthracite

0.340

0.030

0.690

Nguồn: https://pubs.er.usgs.gov/publication/ofr20101196


Khối lượng thủy ngân chứa trong than đang sử dụng ở VN:

Đồ thị và bảng trên cho thấy: hàm lượng thủy ngân (ppm) chứa trong các loại than đang được sử dụng ở Việt Nam rất khác nhau, và thay đổi trong một khoảng tương đối lớn, từ 0.01 đến 2.7 ppm. Theo đó:

1/ Hàm lượng trung bình của thủy ngân trong các loại than nhập về và sử dụng tại Việt Nam khoảng 0.162 ppm. Trong đó:

2/ Than nhập khẩu từ Triều Tiên có hàm lượng thủy ngân cao nhất (0.359 ppm).

3/ Than nhập khẩu từ Canada có hàm lượng thủy ngân thấp nhất (0.058 ppm).

4/ Than khai thác trong nước có hàm lượng thủy ngân bình quân cao hơn 2,3 lần so với mức bình quân của các loại than nhập khẩu (0.340>0.147).

Như vậy, năm 2017, tổng khối lượng than được đốt ở VN là 69,288 triệu tấn và hàm lượng thủy ngân bình quân gia quyền trong than đốt ở Việt Nam năm 2017 là 0,291 ppm. Như vậy, lượng thủy ngân chứa trong than được sử dụng năm 2017 ở Việt Nam là 20,16 tấn.

(Kỳ tới: Giám sát phát thải thủy ngân trong phát điện)


NGUYỄN THÀNH SƠN - DƯƠNG TRUNG KIÊN (ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC HÀ NỘI)

Lưu ý: Mọi trích dẫn từ bài viết này cần được sự đồng ý chính thức của Tạp chí Năng lượng Việt Nam bằng văn bản.



Tài liệu tham khảo:

https://pechiexpert.ru/koksovaya-pech-01/

https://metallurgist.pro/metody-energosberezheniya-pri-proizvodstve-chuguna-stali-i-ee-razlivke/

https://pechiexpert.ru/koksovaya-pech-01/

Amar, P, C. Senior and R. Afonso (2008). NESCAUM Report: Applicability and Feasibility of NOx, SO2, and PM Emissions Control Technologies for Industrial, Commercial, and Institutional (ICI) Boilers (http://www.nescaum.org/activities/major-reports).

Amar, P, C. Senior, R. Afonso and J. Staudt (2010). NESCAUM Report “Technologies for Control and Measurement of Mercury Emissions from Coal-Fired Power Plants in the United States: A 2010 Status Report”.

ASTM D388 (2012). Standard Classification of Coals by Rank.

Babcock Power, Circulating Dry Scrubbers (CDS) Webinar Presentation, 2012 Mid-Atlantic Regional Air Management Association, 19 July 2012.

Chu, P. (2004). Effects of SCRs on Mercury, Mercury Experts Conference, Glasgow, Scotland, May 2004.

Clack, H.L. (2006). Mass Transfer within ESPs: Trace Gas Adsorption by Sorbent-covered Plate Electrodes, Journal of the Air & Waste Management Association, vol. 56, pp. 759–766.

Clack, H.L. (2009). Mercury Capture within Coal-Fired Power Plant Electrostatic Precipitators: Model Evaluation, Environ. Sci. Technol., vol. 43, pp. 1460–1466.

DeVito, M.S., Rosenhoover, W.A. (1999). Hg Flue Gas Measurements from Coal-fired Utilities Equipped with Wet Scrubbers, 92nd Annual Meeting of the Air & Waste Management Association, St. Louis, MO, June 1999.

European IPPC Bureau (EIPPCB) (2013). Best Available Techniques (BAT) Reference Document for the Large Combustion Plants–first draft (not adopted), June 2013 http://eippcb.jrc.ec.europa.eu/reference/BREF/LCP_D1_June2013_online.pdf.

Ito S., Yokoyama T., Asakura K. (2006). Emission of mercury and other trace elements from coal-fired power plants in Japan, Science of the Total Environment, vol.368, pp. 397–402.

Lawless, P. (1996). Particle Charging Bounds, Symmetry Relations, and Analytic Charging Rate Model for the Continuum Regime, J. Aerosol Sci., vol. 27, no. 2, pp. 191–215, 1996.

Massachusetts Department of Environmental Proteection (2015). Annual Compliance Reports for SO2, NOx, and Mercury Emissions from Coal-Fired Power Plants (also, similar annual compliance reports from power plants in States of New Jersey and Connecticut).

Niksa, S., Fujiwara, N. (2004). The Impact of Wet FGD Scrubbing On Hg Emissions From Coal-Fired Power Stations, The MEGA Symposium, Washington, DC, 2004.

Nolan, P., Downs, W., Bailey, R., Vecci, S. (2003). Use of Sulfide Containing Liquors for Removing Mercury from Flue Gases, US Patent 6,503,470, 7 January 2003.

Senior, C.L. (2000). Behavior of Mercury in Air Pollution Control Devices on Coal-fired Utility Boilers, Power Production in the 21st Century Conference, Snowbird, UT, USA, 2000.

Senior, C. (2004). Modelling Mercury Behavior in Combustion Systems: Status and Future Prospects, In Proceedings of the Mercury Experts Conference MEC-1, Glasgow, Scotland, May 2004.

Senior, C., Fry, A., Cauch, B. (2008). Modeling Mercury Behavior in Coal-Fired Boilers with Halogen Addition, The MEGA Symposium, Baltimore, MD, August 2008.

Sloss, L. (2008). Economics of Mercury Control, Clean Coal Centre, ISBN: 978-92-9029-453-5, January 2008.

Sloss, L. (2009). Implications of emission legislation for existing coal-fired plants, Clean Coal Centre, ISBN: 978-92-90290464-1, February 2009.

Sloss, L. (2015). The emerging market for mercury control, IEA, CCC, February 2015.

Srinivasan, N. and Dene. C. (2013). Bromine Related Corrosion Issues, July 2013. Available at: http://aepevents.com/files/presentations/2013-general-session-bromine-additon-for-mercury-capturesrinivasan-and-dene-epri-1378922295.pdf.

Srivastava, R., Martin, B., Princiotta, F, Staudt, J. (2006). Control of Mercury Emissions from Coal-Fired Electric Utility Boilers, Environ. Sci. Technol., vol. 40, pp. 1385–1392, 2006.

Tewalt, S.J., Belkin, H.E., SanFilipo, J.R., Merrill, M.D., Palmer, C.A., Warwick, P.D., Karlsen, A.W., Finkelman, R.B., and Park, A.J., comp., 2010, Chemical analyses in the World Coal Quality Inventory, version 1: U.S. Geological Survey Open-File Report 2010-1196,http://pubs.usgs.gov/of/2010/1196/.

Toole-O’Neil, B., Tewalt, S.J., Finkleman, R.B., Akers. R. (1999). Mercury Concentration in Coal-Unraveling the Puzzle, Fuel, vol. 78, pp. 47–54, 1999.

UNEP (2008-2013).

http://www.unep.org/chemicalsandwaste/Portals/9/Mercury/Documents/coal/FINAL%20Chinese_Coal%20Report%20-%2011%20March%202011.pdf.

http://www.unep.org/PDF/PressReleases/GlobalMercuryAssessment2013.pdf.

http://www.unep.org/chemicalsandwaste/Portals/9/Mercury/Documents/coal/Report%20Demo-Toliatti%20FINAL%20Report%2027%20Nov%202013.pdf.

USEPA (1997-2014). Mercury Study Report to Congress, Volume I, Office of Air Quality Planning and Standards and Office of Research and Development, Research Triangle Park, NC, EPA-452/R-97-004b.

WCA (2014). World Coal Association. Available at http://www.worldcoal.org/coal/what-is-coal/

Zhang, L. (2015). Mechanism of mercury transformation and synergistic removal from coal combustion. Postdoctoral Research Report, Beijing, China, 2015.



TÒA SOẠN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM
Phòng 406-407-408, Tòa nhà Văn phòng, số 87 Láng Hạ, Ba Đình, Hà Nội
Điện thoại: 024.22113344 - Fax: 024.35147193
Email: toasoan@nangluongvietnam.vn
Hotline: 0969998811 - 0969998822 - 0942632014 Trang TTĐT của Tạp chí Năng lượng Việt Nam hoạt động theo Giấy phép số: 66/GP-TTĐT, cấp ngày 30/3/2018
của Cục Quản lý Phát thanh, Truyền hình và Thông tin Điện tử - Bộ Thông tin & Truyền thông.

Based on MasterCMS 2012 ver 2.3