В соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан, а также с подпунктом 2) пункта 3 статьи 16 Закона Республики Казахстан «О государственной статистике» ПРИКАЗЫВАЮ:

2. Признать утратившими силу приказ Министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан от 13 сентября 2021 года № 371 «Об утверждении Методик по расчету выбросов и поглощения парниковых газов» (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов под № 24383).

3) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации в Министерстве юстиции Республики Казахстан настоящего приказа представление в Департамент юридической службы Министерства экологии и природных ресурсов Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

«СОГЛАСОВАН»
Министерство индустрии и
инфраструктурного развития
Республики Казахстан
«СОГЛАСОВАН»
Министерство энергетики
Республики Казахстан
«СОГЛАСОВАН»
Бюро национальной статистики
Агенства по стратегическому планированию
и реформам Республики Казахстан

Приложение 1 к приказу
Министр экологии и
природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года
№ 9
Методика по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов

2. Расчет коэффициента выбросов двуокиси углерода (далее – СО2) от сжигания горючих газов определяется электронным расчетным инструментом (далее – ЭРИ), предназначенным для расчета коэффициентов выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов. ЭРИ размещен на официальном интернет-ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами (далее – оператор системы).

7) оператор системы торговли углеродными единицами - подведомственная организация по регулированию выбросов парниковых газов уполномоченного органа в области охраны окружающей среды, обеспечивающая техническое и экспертное сопровождение государственного регулирования и международного сотрудничества в сфере выбросов и поглощений парниковых газов;

5. Расчет выбросов СО2 от сжигания горючих газов производится операторами установок с применением коэффициента выбросов, рассчитанного с помощью ЭРИ если иной метод определения коэффициента выбросов диоксида углерода не предусмотрен планом мониторинга выбросов парниковых газов Оператора установки и данных о массе (объеме) сожженного горючего газа, полученных в результате мониторинга в соответствии с Формой плана мониторинга выбросов парниковых газов, утвержденной приказом Министра экологии, геологии и природных ресурсов РК (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 27301) (далее – План мониторинга).

массовых показателях – тонн СО2/тонн газа. Самое точное из рассчитываемых значений, так как зависит только от данных о компонентном составе газа;
объемных показателях – тонн СО2/1000 метров кубических газа. Зависит от данных о плотности газа при заданных условиях;
энергетических показателях – тонн СО2/терраджоулли газа. Зависит от данных о плотности и калорийности газа при заданных условиях. При отсутствии собственных данных, калорийность газа рассчитывается ЭРИ.

где:
EFDG,i,y – коэффициент выбросов, тонн СО2/тонн сжигаемого газа;
ni – количество атомов углерода i-го компонента газа;
Xm - молярная доля i-го компонента газа, определяется лабораторным путем в точках отбора проб согласно Плана мониторинга, проценты;
Awc - атомный вес углерода;
Mwk - молекулярный вес i-го компонента газа,
44 – молярная масса СО2, килограмм/киломоль;
12-атомный вес углерода,
OF – коэффициент окисления (для сжигания в целях теплогенерации принимается по умолчанию равным 1, для факельного сжигания принимается равным 0,995).
В случаях, если единицей измерения является тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

Показатель: Коэффициент выбросов СО2 для горючего газа в ЭРИ:

где:
EFDG,i,y – коэффициент выбросов (тонн СО2/1000м3 сжигаемого газа);
ni – количество атомов углерода i-го компонента газа;
Xm- - молярная доля i-го компонента газа, определяется лабораторным путем в точках отбора проб согласно Плана мониторинга, проценты;
Awc - атомный вес углерода;
Mwk - молекулярный вес i-го компонента газа,
ρ - плотность рассчитываемого газа (смеси газов), состоящего из компонентов i, кг/м3;
44 – молярная масса СО2, килограмм/киломоль;
12 - атомный вес углерода,
OF – коэффициент окисления (для сжигания в целях теплогенерации принимается по умолчанию равным 1, для факельного сжигания принимается равным 0,995).
При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

где:
MWk – молярная плотность компонента k, (килограмм/киломоль)/ (стандартные метры кубические/киломоль);
µk– молярный вес компонента k, килограмм/киломоль;
V – объем одного моля газа при стандартных условиях, кубический метр/киломоль;

где:
dk – средневзвешенная плотность газа (смеси), состоящего из k компонентов, (килограмм/киломоль)/(стандартные метры 3/ киломоль);
VDG,i,k – объемная доля чистого компонента k в газе i, определяется лабораторными анализами компонентного состава газа в точках отбора проб, согласно Плану мониторинга, проценты;
MWk – молярная плотность компонента k, (килограмм/киломоль)/ (стандартные метры кубические/киломоль).

14. Операторы установок, на отдельных технологических установках которых производится (перерабатывается) более 20 тысяч тонн в год горючего газа переменного компонентного состава, определяют компонентный состав газа с помощью автоматических многоканальных (полных) анализаторов газа, газовых хроматографов, интегрированных в производственную систему. Анализаторы газа и газовые хроматографы регистрируются в реестре государственной системы обеспечения единства измерений в соответствии с пунктом 3) статьи 17 Закона «Об обеспечении единства измерений».

16. Оператор установки, использующий на установке в качестве газообразного топлива покупной природный газ стандартного качества, для расчёта коэффициента выбросов СО2 использует данные поставщика природного газа о компонентном составе, плотности и низшей теплотворной способности природного газа. Коэффициент выбросов СО2, рассчитанный операторами установок с помощью ЭРИ, применяется к объёму использованного природного газа за период, в котором получены данные поставщика о характеристиках газа.

18. Оператор установки, использующий покупной природный газ стандартного качества, потребление которого не превышает 25 миллионов метров кубических в год (объем газа в стандартных условиях), применяет объемные коэффициенты выбросов СО2 для природного газа, в соответствии с сопровождающей технической документацией, в которой они указаны в соответствии с настоящей Методикой при наличии информации по составу газа и его плотности.

19. Оператор установки по добыче нефти и газа, определяет компонентный состав каждого вида газа, извлекаемого из разных геологических объектов и горизонтов, с периодичностью, предусмотренной в Методике по расчету выбросов парниковых газов от добычи нефти и газа, разработанной в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Кодекса.
Для мелких и малых месторождений нефти, газовый фактор которых не превышает 10 кубических метров газа на тонну нефти, используются данные о компонентном составе газа, указанные в утвержденных проектных документах разработки месторождений в соответствии с пунктом 1 статьи 142 Кодекса Республики Казахстан «О недрах и недропользовании».

21. При невозможности измерения компонентного состава всех типов горючих газов от каждой установки и на каждом источнике выбросов СО2, существуют косвенные данные для определения выбросов СО2. К таким данным относятся плотность газов, теплотворная способность, массовая/объемная доля углерода в газе, согласно которым рассчитывается выбросы СО2.

для природного газа по умолчанию применяются значения плотности и/или массовые коэффициенты выбросов СО2 для природного газа в соответствии с пунктом 17 настоящей Методики;
для других горючих газов по умолчанию применяются значения плотности, доли углерода в газе и коэффициентов выбросов СО2, указанные в таблицах 1 и 2 приложения к настоящей Методике.

Показатель: Объемный коэффициент выбросов СО2.

EFi,y (об.) = Pi,y изм./Pтабл. × EFтабл.(об.), (5),
где:
EFi,y(об.) – объемный коэффициент выбросов СО2 для источника газа/процесса і в году y, тонн СО2/1000 стандартных метров кубических газа;
Pi,y изм – плотность горючего газа, измеряемая инструментальным методом от процесса і для года у, килограмм/стандартные метры кубические;
Ртабл – плотность по умолчанию, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, килограмм/стандартные метры кубические;
EFтабл(об.) – табличное значение объемного коэффициента выбросов СО2, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, тонн СО2/1000 стандартных метров кубических газа.

где:
EFi,y(масс.) – массовый коэффициент выбросов СО2 для источника газа/процесса і в году y, тонн СО2/тонна газа;
EFi,y(об.) – объемный коэффициент выбросов СО2 для источника газа/процесса і в году y, тонн СО2/1000 стандартных метров кубических газа;
Pi,y изм – измеряемая инструментальным методом плотность горючего газа от процесса і для года у, килограмм/стандартные метры кубические.

где:
NCVi,y(об.) – объемная теплотворная способность горючего газа от процесса i в году у, терраджоули/1000 стандартных метров кубических;
Pi,y изм – измеряемая инструментальным методом плотность горючего газа от процесса і для года у, килограмм/стандартные метры кубические;
Ртабл– табличное значение плотности по умолчанию, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, килограмм/стандартные метры кубические;
NCVтабл(об.) – табличное значение объемной теплотворной способности горючего газа, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, терраджоули/1000 стандартных метров кубических.

где:
µi,y(об.) – объемная доля углерода в газе для источника газа/процесса і в году y, доли единиц;
Pi,y изм – измеряемая инструментальным методом плотность горючего газа от процесса і для года у, килограмм/стандартные метры кубические;
Ртабл– табличное значение плотности, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, килограмм/стандартные метры 3;
µтабл(об.) – табличное значение объемной и массовой доли углерода в газе, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, доли единиц.

где:
µi,y(масс.) – массовая доля углерода в газе для источника газа/процесса і в году y, килограмм/стандартные метры кубические;
µi,y(об.) – расчетное значение объемной доли углерода в газе для источника газа/процесса і в году y, доли единиц;
Pi,y изм – измеряемая инструментальным методом плотность горючего газа от процесса і для года у, килограмм/стандартные метры кубические.

При наличии фактических данных только о низшей теплоте сгорания нефтезаводского газа, выбросы СО2 определяются следующим образом:

где:
Е(СО2) – выбросы СО2 от горючего газа (в частном случае нефтезаводского газа), тонн СО2/1000 метров кубических.;
EFJ,табл – табличное значение коэффициента выбросов СО2, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, тонн СО2/терраджоули;
NCVi,y – низшая объемная теплота сгорания, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, терраджоули /1000 метров кубических.

Расчет выбросов закиси азота и метана факельного сжигания при добыче нефти и газа оператор установки осуществляет согласно Методики по расчету выбросов парниковых газов от добычи нефти и газа, разработанной в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Кодекса.

к Методике по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов
Таблица 1
Коэффициенты по умолчанию для горючих газов
На­име­но­ва­ние га­за
Про­мыш­лен­ный про­цесс/ис­точ­ник га­за
Плот­ность га­за (при стан­дарт­ных усло­ви­ях)
Мас­со­вая/объ­ем­ная до­ля уг­ле­ро­да в га­зе
Ко­эф­фи­ци­ент вы­бро­сов СО2 при сжи­га­нии га­за
Низ­шая объ­ем­ная теп­ло­та сго­ра­ния t–20оС р–101325 Ра
ки­ло­грамм/метр ку­би­че­ский
мас­са уг­ле­ро­да/мас­са га­за
мас­са уг­ле­ро­да/ 1000 мет­ров ку­би­че­ский га­за
мас­са CО2/мас­са га­за
мас­са CО2/1000 мет­ров ку­би­че­ских га­за
мас­са CО2/тер­ра­джо­уль
тер­ра­джо­уль/1000 мет­ров ку­би­че­ских
Кок­со­вый
Про­из­вод­ство кок­са
0,45
0,5047
0,2271
1,8495
0,8323
48,0999
0,017303
По­лу­кок­со­вый
Про­из­вод­ство по­лу­кок­са из уг­лей Шу­бар­коль­ско­го раз­ре­за (спец­кокс)
0,91
0,17
0,15
0,60
0,54
70,85
0,0076
До­мен­ный газ
Вы­плав­ка пе­ре­дель­но­го чу­гу­на
1,30
0,2004
0,2605
0,7343
0,9545
217,6221
0,0044
До­мен­ный газ
Вы­плав­ка ли­тей­но­го чу­гу­на
1,30
0,1838
0,2389
0,6734
0,8754
189,377
0,0046
Кон­вен­тор­ный газ
Вы­плав­ка ста­ли
1,40
0,3657
0,5120
1,3400
1,8760
194,7959
0,0096
Фер­ро­сплав­ный газ
Про­из­вод­ство фер­ро­хро­ма
1,26
0,3589
0,4522
1,3151
1,6570
176,8031
0,0094
Фер­ро­сплав­ный газ
Про­из­вод­ство си­ли­ко­мар­ган­ца
1,26
0,3811
0,4802
1,3965
1,7596
179,6387
0,0098
Фер­ро­сплав­ный газ
Про­из­вод­ство фер­ро­си­ли­ция
1,26
0,3621
0,4562
1,3267
1,6716
172,0869
0,000714
Фер­ро­сплав­ный газ
Про­из­вод­ство фер­ро­мар­ган­ца
1,26
0,3927
0,4949
1,4391
1,8133
174,3199
0,011
Таблица 2
Табличные значения объемных показателей
На­име­но­ва­ние га­за
Ис­точ­ник га­за/про­цес­са
Плот­ность га­за (при стан­дарт­ных усло­ви­ях)
Мас­со­вая/объ­ем­ная до­ля уг­ле­ро­да в га­зе
Ко­эф­фи­ци­ент вы­бро­сов СО2 при сжи­га­нии га­за
Низ­шая объ­ем­ная теп­ло­та сго­ра­ния t–20оС р–101325 Ра
ки­ло­грамм/метр ку­би­че­ский
тонн уг­ле­ро да/тонн га­за
тонн уг­ле­ро­да/ 1000 мет­ров ку­би­че­ских га­за
тонн CО2/тонн га­за
тонн CО2/1000 мет­ров ку­би­че­ских
тонн CО2/тер­ра джо­уль
тер­ра­джо­уль/1000 мет­ров ку­би­че­ских
Ртабл
Мтабл (мас­со­вая до­ля)
Мтабл (объ­ем­ная до­ля)
EFтабл (мас­со­вая)
EFтабл (объ­ем­ная)
EFJтабл
NCVтабл (объ­ем­ная)
Неф­те­за­вод­ской газ
Уста­нов­ки пер­вич­ной пе­ре­гон­ки неф­ти (пря­мое ис­поль­зо­ва­ние топ­лив­но­го га­за без об­ра­бот­ки)
1,93
0,8184
1,5795
2,9987
5,7875
64,8686
0,089
Неф­те­за­вод­ской газ
Су­хой газ по­сле га­зо­фрак­ци­ни­ров ки и/или ами­но­вой очист­ки
1,58
0,7998
1,2637
2,9307
4,6306
63,6540
0,073
Неф­те­за­вод­ской газ
Тер­ми­че­ский кре­гинг ма­зу­та под дав­ле­ни­ем (вис­кре­кинг)
1,89
0,8171
1,5443
2,9940
5,6586
64,7429
0,087
Неф­те­за­вод­ской газ
За­мед­лен­ное кок­со­ва­ние
1,53
0,8068
1,2344
2,9562
4,5230
63,5517
0,071
Неф­те­за­вод­ской газ
Ка­та­ли­ти­че­ский кре­кинг (бен­зи­но­вый, обыч­ный ре­жим)
1,99
0,8095
1,6110
2,9663
5,9029
65,364
0,09
Неф­те­за­вод­ской газ
Ка­та­ли­ти­че­ский ре­фор­минг (обыч­ный ре­жим)
1,87
0,8066
1,5084
2,9556
5,5270
64,9432
0,085
Неф­те­за­вод­ской газ
Гид­ро­очист­ка
1,44
0,8059
1,1605
2,9529
4,2522
62,9705
0,068
От­хо­дя­щий («кис­лый») газ
От­хо­дя­щие га­зы уста­но­вок се­ро­очист­ки на фа­кель­ное сжи­га­ние
1,45
0,0197
0,0285
0,0721
0,1045
5,0964
0,021
По­пут­ный неф­тя­ной газ
Сжи­га­ние в теп­ло­аг­ре­га­тах и на фа­ке­лах вы­со­ко­го дав­ле­ния
1,13
0,7424
0,8389
2,7204
3,0740
61,3524
0,05
По­пут­ный неф­тя­ной газ
Сжи­га­ние на фа­ке­лах низ­ко­го дав­ле­ния
1,36
0,7620
1,0363
2,7922
3,7974
62,5716
0,061

Приложение 2 к приказу
Министр экологии и
природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года
№ 9
Методика по расчету выбросов парниковых газов от котлов тепловых электростанций, теплоэлектроцентралей и котельных

1. Настоящая Методика по расчету выбросов парниковых газов от котлов тепловых электростанций (далее – ТЭС), теплоэлектроцентралей (далее – ТЭЦ) и котельных (далее – Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Кодекс) и предназначена для расчетов выбросов парниковых газов от котлов ТЭС, ТЭЦ и котельных.

2. В настоящей Методике рассматриваются выбросы парниковых газов от ТЭС, ТЭЦ и котельных, основным видом и/или вторичным видами экономической деятельности, которых является производство электрической и тепловой энергии, а также от ТЭС, ТЭЦ и котельных, производящих тепловую энергию для собственных нужд и не включаемых в состав других установок.

4. Оператор установки осуществляет мониторинг по данным о количестве, качестве и элементном (компонентном) составе топлив в соответствии с настоящей Методикой и Формой плана мониторинга выбросов парниковых газов квотируемой установки, представленной в приложении 1 к Правилам государственного регулирования в сфере выбросов и поглощений парниковых газов, утвержденных приказом Министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 27301) (далее – План мониторинга).

- расход натурального топлива по видам, маркам, месторождениям по фактическим данным установки за отчетный период, тонн топлива;
- содержание углерода на рабочую массу сжигаемого жидкого и твердого топлива по результатам анализа для каждого из видов, марок и месторождений топлива (доля тонн С/тонн топлива), тонн С/тонн топлива;
- потеря тепла с механической неполнотой сгорания жидкого и твердого топлива (либо содержание углерода в уносе (золе, шлаке)) с усреднением за рассматриваемый период, %;
- потеря тепла с химической неполнотой сгорания жидкого и твердого топлива с усреднением за рассматриваемый период, %;
- содержание углерода в шлаке, тонн С/тонн шлака;
- количество шлака, образованного за период z, тонн;
- удельная масса загрязняющих веществ, кг/н
- низшую теплоту сгорания рабочего топлива для каждого из видов, марок и месторождений топлива (твердого или жидкого), ТДж/тонн топлива.
Частота и периодичность анализа устанавливается оператором установки самостоятельно и фиксируется в Плане мониторинга.
Оператор установки использует данные о содержании углерода в топливе, предоставленные поставщиком топлива, либо осуществляет анализ содержания углерода на рабочую массу топлива в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

– сумарные выбросы парниковых газов при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива, тонн СО2 - эквивалент;
-выбросы двуокиси углерода (далее - СО2) при сжигании твердого и жидкого топлива, тонн СО2;
– выбросы метана (далее – СН4) при сжигании твердого и жидкого топлива в переводе на потенциал глобального потепления, тонн СО2 - эквивалент;
- выбросы закиси азота (далее – N2O) при сжигании твердого и жидкого топлива в переводе на потенциал глобального потепления, тонн СО2 - эквивалент.
Оператор установки рассчитывает суммарные выбросы парниковых газов в единицах измерения - тонн СО2 – эквивалент, ввиду определения выбросов CH4 и N2O. Данная единица измерения суммирует выбросы СО2 с выбросами CH4 и N2O.

где:
-выбросы СО2 при сжигании твердого и жидкого топлива, тонн СО2;
- количество сожженного твердого или жидкого топлива за отчетный период, преобразованного в единицу энергии, ТДж. Показатель определяется в соответствии с пунктом 8 настоящей Методики.
- коэффициент выбросов СО2 при сжигании твердого и жидкого топлива, тонн СО2/ТДж. Показатель определяется в соответствии с пунктом 9 настоящей Методики.
Данная формула применима для расчета выбросов СО2 как от сжигания твердого, так и жидкого топлива, так как она основана на содержании углерода в топливе на рабочую массу.
При указании расхода жидких видов топлива в объемных единицах, его переводят в единицы массы, используя плотность. Данные по плотности предоставляются поставщиком топлива или по результатам собственной аттестованной производственной лаборатории или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

где:
- количество сожженного твердого или жидкого топлива за отчетный период, преобразованного в единицу энергии, ТДж;
- количество сожжённого твердого или жидкого топлива в натуральном виде за отчетный период, тонн топлива;
Qt - низшая теплота сгорания рабочего твердого и жидкого топлива, ТДж/тонн топлива.
Показатель предоставляется поставщиком топлива для каждой предоставленной партии и вида топлива (паспорт топлива), либо осуществляется анализ низшей теплоты сгорания твердого и жидкого топлива в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса. При проведении анализов в лаборатории, частота и периодичность исследований устанавливаются оператором установки самостоятельно и фиксируется в подпункте 1 пункта 13 Плана мониторинга выбросов парниковых газов.
Субъект квотирования использует усредненный показатель низшей теплоты сгорания на рабочую массу твердого или жидкого топлива за рассматриваемый период.
Значение низшей теплоты сгорания рабочего твердого и жидкого топлива предоставляется поставщиком топлива в единицах измерения Ккал/кг и переводится в ТДж/тонн, округление производится до пятой цифры после запятой.
Субъект квотирования использует значение низшей теплоты сгорания рабочего твердого и жидкого топлива в соответствии с таблицей 1 приложения к настоящей Методике при расходе данного вида топлива не более 1% от общего расхода топлива ТЭС, ТЭЦ и котельной.
OFтопл- коэффициент окисления топлива, доля.
Исходя из имеющихся данных, субъект квотирования рассчитывает коэффициент окисления топлива, используя один из нижеприведенных вариантов расчета, представленных в пункте 10 или пункте 11 настоящей Методики.

где:
EFТопл.CO2- коэффициент выбросов СО2 при сжигании твердого и жидкого топлива, тонн СО2/ТДж;
При определении коэффициента выбросов СО2 округление производится до трех знаков после запятой.
СТопл.углер.т- содержание углерода в топливе на рабочую массу (доля= тонн С/тонн топлива), тонн С/тонн топлива;
Субъект квотирования использует данные предоставленные поставщиком топлива о содержании углерода в твердом и жидком топливах на рабочую массу, либо осуществляется анализ содержания углерода в собственной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса либо определенный расчетным путем, через имеющиеся замеряемые показатели физико-химического состояния топлива в соответствии с Планом мониторинга.
Для определения содержания углерода в жидком топливе на рабочую массу в стандартных коммерческих видах жидкого топлива, субъект квотирования использует данные о содержании углерода, предоставленные поставщиком топлива. При отсутствии данных, предоставляемых поставщиком, субъект квотирования использует коэффициент выбросов СО2 для жидкого топлива в соответствии с таблицей 1 приложения к настоящей Методике.
При проведении анализов в лаборатории, частота и периодичность исследований устанавливаются субъектом квотирования самостоятельно и фиксируется в Плане мониторинга.
Субъект квотирования использует усредненный показатель за рассматриваемый период.
При определении коэффициента выбросов СО2 округление производится до трех знаков после запятой.
Qt- низшая теплота сгорания рабочего твердого и жидкого топлива, ТДж/тонн топлива;
Показатель предоставляется поставщиком топлива для каждой предоставленной партии и вида топлива (паспорт топлива), либо осуществляется анализ низшей теплоты сгорания твердого и жидкого топлива в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса. При проведении анализов в лаборатории, частота и периодичность исследований устанавливаются субъектом квотирования самостоятельно и фиксируется в Плане мониторинга. При отсутствии данных, предоставляемых поставщиком, субъект квотирования использует коэффициент низшей теплоты сгорания жидкого топлива в соответствии с таблицей 1 приложения к настоящей Методике.
Субъект квотирования использует усредненный показатель низшей теплоты сгорания на рабочую массу твердого или жидкого топлива за рассматриваемый период.
Значение низшей теплоты сгорания рабочего твердого и жидкого топлива предоставляется поставщиком топлива в единицах измерения Ккал/кг и переводится в ТДж/тонн, округление производится до пятой цифры после запятой.
- коэффициент пересчета углерода в углекислый газ.
Субъект квотирования использует значение коэффициента выбросов СО2 согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике при расходе данного вида топлива не более 1% от общего расхода топлива ТЭС, ТЭЦ и котельной.

где:
OFтопл - коэффициент окисления топлива, доля;
q4- потери тепла в следствии механической неполноты сгорания топлива твердого топлива, %.
Показатель рассчитывается в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
Показатель определяется в соответствии с Методическим указаниям по составлению отчета электростанции о тепловой экономичности оборудования недожогом топлива в шлаках и уносе, замеренных в собственной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
При расходе жидкого топлива равному или меньше 1% от общего расхода топлива, показатель принимается равным нулю.
При отсутствии возможностей определения коэффициента потери тепла вследствие механической неполноты сгорания твердого и жидкого топлива, показатель принимается равным нулю.
q3- потери тепла в следствии химической неполноты сгорания топлива, %.
Показатель определяется в соответствии с Методическими указаниями по составлению отчета электростанции о тепловой экономичности оборудования, либо по нормативным энергетическим характеристикам котлов. При отсутствии данных показатель принимается равным нулю.
Субъект квотирования использует усредненный показатель потерь тепла вследствие механической неполноты сгорания твердого или жидкого топлива за рассматриваемый период.
При определении коэффициент окисления топлива, округление производится до четвертой цифр после запятой.

где:
OFтопл - коэффициент окисления топлива, доля;
Сш.углер - содержание углерода в уносе (золе, шлаке), получившегося за период z, тонн. Показатель рассчитывается по формуле, представленной в пункте 12 настоящей Методики.
СТопл.углер.z - содержание углерода в топливе, получившегося за период z, тонн.
Показатель рассчитывается по формуле, представленной в пункте 13 настоящей Методики.
При определении коэффициент окисления топлива, округление производится до четвертой цифры после запятой.

где:
Сш.углер - содержание углерода в уносе (золе, шлаке), получившегося за период z, тонн.
Cш- содержание углерода в шлаке, тонн С/тонн шлака. Показатель определяется субъектом квотирования на основе инструментальных замеров, на основе сторонних методов расчета, в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
bш.углер– количество шлака, образованного за период z, тонн. Показатель определяется оператором установки на основе инструментальных замеров, на основе сторонних методов расчета, в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

где:
СТопл.углер.z - содержание углерода в топливе, получившегося за период z, тонн;
СТопл.углер.т - содержание углерода в топливе на рабочую массу, тонн С/тонн топлива. Показатель определяется собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
bТопл.z- расход топлива в натуральном виде за период z, тонн. Показатель определяется собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

14. При сжигании в котлах ТЭС, ТЭЦ и котельных отходов производства и иных видов топлива, доля которых в топливном балансе установки составляет менее одного процента, субъект квотирования использует принятые международные методики для расчета фактических объемов выбросов СО2 от сжигания данных видов топлива (отходов). Сведения об использованных иных видах топлива отражаются в пункте 13 Плана мониторинга.

где:
-выбросы СО2 при сжигании газообразного топлива, тонн СО2;
- количество сожжённого газообразного топлива за отчетный период, преобразованного в единицу энергии, ТДж;
- коэффициент выбросов СО2 при сжигании газообразного топлива, тонн СО2/ТДж.
Расчет коэффициента выбросов СО2 от сжигания газообразного топлива производится субъектом квотирования самостоятельно, в соответствии с Методикой по расчету выбросов парниковых газов от сжигания горючих газов, разработанной в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Кодекса.
Периодичность аналитического контроля компонентного состава газа устанавливается субъектом квотирования самостоятельно либо в соответствии с договорами на закупку газообразного топлива стандартного качества от поставщиков и отражается в подпункте 1) пункта 13 Плана мониторинга.

Показатель: Выбросы СО2 при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива.

где:
-выбросы СО2 при сжигании твердого и жидкого топлива, тонн СО2;
- количество сожженного твердого, жидкого и газообразного топлива за отчетный период, тонн;
- коэффициент выбросов СО2 при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, тонн СО2/ТДж
Qt- низшая теплота сгорания рабочего твердого, жидкого и газообразного топлива, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, ТДж/тонн топлива;
При наличии собственных данных субъекта администрирования, показатель предоставляется поставщиком топлива для каждой предоставленной партии и вида топлива (паспорт топлива), либо осуществляется анализ низшей теплоты сгорания твердого и жидкого топлива в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
OFтопл- коэффициент окисления топлива, доля.
Субъект администрирования рассчитывает показатель по формуле, представленной в пункте 10 настоящей Методики либо по формуле, указанной в пункте 11 настоящей Методики, исходя из имеющихся данных.
При отсутствии данных, показатель принимается равным 1.
При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

где:
- выбросы CH4 при сжигании твердого и жидкого топлива (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного), тонн СО2 - эквивалент;
- количество сожженного твердого или жидкого (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного) топлива за отчетный период,
- коэффициент выбросов CH4 при сжигании твердого и жидкого (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного) топлива, согласно таблицам 2, 3 приложения к настоящей Методике, тонн CH4/ТДж.;
Qt- низшая теплота сгорания рабочего твердого и жидкого топлива (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного), ТДж/тонн топлива. Показатель предоставляется поставщиком топлива для каждой предоставленной партии и вида топлива (паспорт топлива) или осуществляется анализ низшей теплоты сгорания твердого и жидкого топлива в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса. При проведении анализов в лаборатории, частота и периодичность исследований устанавливаются субъектом квотирования самостоятельно и фиксируется в Плане мониторинга. При отсутствии данных показатель принимается согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, ТДж/тонн топлива;
OFтопл - коэффициент окисления топлива, рассчитываемый в соответствии с пунктом 10 либо пунктом 11 настоящей Методики при наличии имеющихся данных. При отсутствии данных, показатель принимается равным 1.
Субъекты квотирования используют коэффициент выбросов N2O согласно таблице 3 Методики в зависимости от вида топлива и типа используемого оборудования.
Субъекты администрирования используют коэффициент выбросов N2O согласно таблице 2 Методики в зависимости от вида топлива и типа используемого оборудования.
При отсутствии подходящих коэффициентов выбросов N2O в таблицах 2,3 настоящей Методики, используются значения коэффициентов выбросов N2O выбранные по принципу схожести агрегатного состояния и использования схожего типа оборудования и технологии сжигания.
– коэффициент потенциала глобального потепления для метана, тонн СО2 - эквивалент/тонн CH4. Показатель определяется в соответствии с пунктом 3 статьи 282 Кодекса и публикуется на официальном интернет ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами.

где:
- выбросы N2O при сжигании твердого и жидкого топлива (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного), тонн СО2 - эквивалент;
- количество сожженного твердого или жидкого (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного) топлива за отчетный период, тонн;
Qt- низшая теплота сгорания рабочего твердого и жидкого топлива (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного), ТДж/тонн топлива. Показатель предоставляется поставщиком топлива для каждой предоставленной партии и вида топлива (паспорт топлива), либо осуществляется анализ низшей теплоты сгорания твердого и жидкого топлива в собственной аттестованной производственной лаборатории, либо в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса. При проведении анализов в лаборатории, частота и периодичность исследований устанавливаются субъектом квотирования самостоятельно и фиксируется в Плане мониторинга. При отсутствии данных показатель принимается согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, ТДж/тонн топлива;
OFтопл - коэффициент окисления топлива, рассчитываемый в соответствии с пунктом 10 либо пунктом 11 настоящей Методики при наличии имеющихся данных. При отсутствии данных, показатель принимается равным 1.
- коэффициент выбросов N2O при сжигании твердого и жидкого (для субъектов администрирования твердого, жидкого и газообразного) топлива, согласно таблицам 2, 3 приложения к настоящей Методике тонн N2O/ТДж;
Субъекты квотирования используют коэффициент выбросов N2O согласно таблице 3 Методики в зависимости от вида топлива и типа используемого оборудования.
Субъекты администрирования используют коэффициент выбросов N2O согласно таблице 2 Методики в зависимости от вида топлива и типа используемого оборудования.
При отсутствии подходящих коэффициентов выбросов N2O в таблицах 2,3 настоящей Методики, используются значения коэффициентов выбросов N2O выбранные по принципу схожести агрегатного состояния и использования схожего типа оборудования и технологии сжигания.
- коэффициент потенциала глобального потепления для оксида азота, тонн СО2 - эквивалент/тонн N2O. Показатель определяется в соответствии с пунктом 3 статьи 282 Кодекса и публикуется на официальном интернет ресурсе оператора системы торговли углеродными единицами.

Приложение к Методике по расчету выбросов парниковых газов от ТЭЦ, ТЭС и котельных
Таблица 1
Наименование типа топлива
Значение низшей теплотворной способности (Низшая Теплота Сгорания) по умолчанию (ТДж/тонн)
Эффективный коэффициент выбросов CO2 по умолчанию, (тонн/ТДж)
Сырая нефть
0,0423
73,3
Оримульсия
0,0275
77
Сжиженный природный газ
0,0442
64,2
Бензин
Автомобильный бензин
0,0443
69,3
Авиационный бензин
0,0443
70
Бензин для реактивных двигателей
0,0443
70
Керосин для реактивных двигателей
0,0441
71,5
Другие виды керосина
0,0438
71,9
Сланцевое масло
0,0381
73,3
Газойль/Дизельное топливо
0,043
74,1
Топочный мазут
0,0404
77,4
Сжиженный нефтяной газ
0,0473
63,1
Этан
0,0464
61,6
Нафта
0,0445
73,3
Битум
0,0402
80,7
Смазочные материалы
0,0402
73,3
Нефтяной кокс
0,0325
97,5
Сырье нефтепереработки
0,043
73,3
Прочие
Нефтяной газ
0,0495
57,6
нефтепродукты
Твёрдые парафины
0,0402
57,6
Уайт-спирит и СОТК
0,0402
73,3
Другие нефтепродукты
0,0402
73,3
Антрацит
0,0267
98,3
Коксующийся уголь
0,0282
94,6
Другие виды битуминозного угля
0,0258
94,6
Полубитуминозный уголь
0,0189
96,1
Лигнит
0,0119
101
Горючий сланец и битуминозные пески
0,0089
107
Брикетированный бурый уголь
0,0207
97,5
Патентованное топливо
0,0207
97,5
Кокс
Печной и лигнитовый кокс
0,0282
107
Газовый кокс
0,0282
107
Каменноугольный деготь
0,028
80,7
Производные газы
Заводской газ
0,0387
44,4
Коксовый газ
0,0387
44,4
Доменный газ
0,00247
260
Газ кислородных сталеплавильных печей
0,00706
182
Природный газ
0,048
56,1
Бытовые отходы (небиологические фракции)
0,01
91,7
Промышленные отходы
не применимо
143
Нефтяные отходы
0,0402
73,3
Торф
0,00976
106
Твердое биотопливо
Древесина/древесные отходы
0,0156
112
Щелок (Черный щелок)
0,0118
95,3
Прочие типы твердых первичных биомасс
0,0116
100
Древесный уголь
0,0295
112
Жидкое
Биобензин
0,027
70,8
биотопливо
Био-дизтопливо
0,027
70,8
Другие виды жидкого биотоплива
0,0274
79,6
Биогаз
Газ из органических отходов
0,0504
54,6
Канализационный газ
0,0504
54,6
Другие биогазы
0,0504
54,6
Другие виды не ископаемое
Бытовые отходы (фракция биомассы)
0,0116
100
Таблица 2
Коэффициенты выбросов из утилитарных источников
Основная технология
Конфигурация
Коэффициенты1 выбросов (тонн/ТДж подводимой энергии)
СН4
N2O
Жидкие виды топлива
Котлы на топочном мазуте/сланцевом масле
Нормальное сжигание
r 0,0008
0,0003
Танценциальное сжигание
r 0,0008
0,0003
Котлы на газойле/ дизельном топливе
Нормальное сжигание
0,0009
0,0004
Танценциальное сжигание
0,0009
0,0004
Большие дизельные двигатели >600л.с. (447кВт)
0,004
NA
Твердые виды топлива
Котлы, сжигающие распыленный битум
Сухое дно, пристенное сжигание
0,0007
r 0,0005
Сухое дно, тангенциальное сжигание
0,0007
r 0,0014
Мокрое дно
0,0009
r 0,0014
Котлы с механической загрузкой и распределением битума
С повторной загрузкой и без
0,001
r 0,0007
Топка с битумным псевдоожиженным слоем
Циркулирующий слой
0,001
r 0,061
Кипящий слой
0,001
r 0,061
Битумная циклонная печь
0,0002
0,0016
Лигнитовая топка с псевдоожиженным слоем при атмосферном давлении
NA
r 0,071
Природный газ
Котлы
r 0,001
0,001
Газовые турбины > 3 МВт
r 0,004
n 0,001
Большие двухтопливные двигатели
r 0,285
NA
Установка комбинр. цикла
r 0,001
n 0,003
Торф
Топка с псевдоожиженным слоем
Циркулирующий слой
n 0,003
0,007
Кипящий слой
n 0,003
0,003
Биомасса
Котлы на древесине/древесных отходах
n 0,011
n 0,007
Утилизационные котлы на древесине
n 0,001
n 0,001
Примечание:
NA - данные отсутствуют
n - указывает на новый коэффициент выбросов, который не был представлен в Руководящих указаниях МГЭИК1996 г.
r - указывает на коэффициент выбросов, который был пересмотрен после выхода Руководящих указаний МГЭИК 1996 г.
Таблица 3
Коэффициенты выбросов из промышленных источников
Основная технология
Конфигурация
Коэффициенты1 выбросов (тонн/ТДж подводимой энергии)
СН4
N2O
Жидкие виды топлива
Котлы на топочном мазуте
0,003
0,0003
Котлы на газойле/ дизельном топливе
0,0002
0,0004
Большие стационарные дизельные двигатели >600л.с. (447кВт)
r 0,004
NA
Котлы на сжиженном нефтяном газе
n 0,0009
n 0,004
Твердые виды топлива
Другие битумные/полубитумные котлы с механической загрузкой сверху
0,001
r 0,0007
Другие битумные/полубитумные котлы с механической загрузкой снизу
0,014
r 0,0007
Другие битумные/полубитумные котлы на распыленном топливе
Сухое дно, пристенное сжигание
0,0007
r 0,0005
Сухое дно, тангенциальное сжигание
0,0007
r 0,0014
Мокрое дно
0,0009
r 0,0014
Другие битумные котлы с мех. загрузкой и распределением
0,001
r 0,0007
Другие битумные/полубитумные топки с псевдоожиженным слоем
Циркулирующий слой
0,001
r 0,061
Кипящий слой
0,001
r 0,061
Природный газ
Котлы
r 0,001
n 0,001
Газовые турбины1 > 3 МВт
r 0,004
0,001
Поршневые двигатели на природном газе2
2-тактные, обедненная смесь
r 0,693
NA
4-тактные, обедненная смесь
r 0,597
NA
4-тактные, обогащенная смесь
r 0,110
NA
Биомасса
Котлы на древесине/древесных отходах
n 0,011
n 0,007
Примечание:
1 Коэффициент получен по установкам, работающим только на высоких нагрузках (80%).
2 Большинство работающих на газе поршневых двигателей используется в газовой промышленности, в компрессорных установках трубопроводов и хранилищ, и на газоперерабатывающих заводах.
NA - данные отсутствуют
n - указывает на новый коэффициент выбросов, который не был представлен в Руководящих указаниях МГЭИК1996 г.
r - указывает на коэффициент выбросов, который был пересмотрен после выхода Руководящих указаний МГЭИК 1996 г.

Приложение 3 к приказу
Министр экологии и
природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года
№ 9
Методика по расчету выбросов парниковых газов от добычи нефти и газа

8) оператор системы торговли углеродными единицами - подведомственная организация по регулированию выбросов парниковых газов уполномоченного органа в области охраны окружающей среды, обеспечивающая техническое и экспертное сопровождение государственного регулирования и международного сотрудничества в сфере выбросов и поглощений парниковых газов;

где:
Едобыча – суммарные годовые выбросы СО2 эквивалент от процесса добычи, в году у, тонн СО2-эквивалент;
ETOTAL – суммарные выбросы парниковых газов, тонн СО2-эквивалент;
Egas,COMB,y – суммарные годовые выбросы СО2 от сжигания газообразных видов топлива в году у, тонн СО2-эквивалент;
Eiq,COMB,y – суммарные годовые выбросы СО2 от сжигания жидких видов топлива, тонн СО2-эквивалент;
Eflare,y – суммарные выбросы СО2 от сжигания попутного нефтяного газа и другие виды газообразного топлива на факеле, тонн СО2эквивалент;
– суммарные годовые выбросы СН4 от утечек и аварийных сбросов на производственной площадке (месторождении) i для года y, тонн СО2-эквивалент;
– суммарные годовые выбросы СО2 и от горения топливного газа на дежурных горелках, тонн СО2-эквивалент;
- суммарные годовые выбросы СН4 от транспортировки нефти и газа, тонн СО2-эквивалент
- суммарные годовые выбросы СН4 при продувке факельных коллекторов, технических остановках, запусках и других процессах, тонн СО2-эквивалент.
При единице измерения - тонна, округление производится до двух цифр после запятой.

Однако, оператор установки использует расчеты показателей согласно нижеприведенным пунктам настоящей Методики, исходя из применимости показателей относительно специфики процесса производства добычи нефти и газа.

Egas, COMB,y = Egas,j, y + Egas,d,y, (2),
где:
Egas,COMB,y – суммарные годовые выбросы СО2 от сжигания газообразных видов топлива (природного газа, попутного нефтяного газа, газлифтного газа, сухого газа) в году у, тонн СО2-эквивалент;
Egas,j,y – выбросы от сжигания попутного нефтяного газа в году у, тонн СО2-эквивалент;
Egas,d, y – выбросы от других видов сжигания газообразного топлива в году у, тонн СО2-эквивалент.

где:
Egas,j,y – выбросы от сжигания ПНГ в году у, тонн СО2;
FCDG,i,y,GF – потребление ПНГ для месторождения i в году у, стандартные метры кубические;
EFDG,i,y – коэффициент выбросов СО2 для ПНГ для месторождения i в году у, тонн СО2/стандартные метры кубические топлива.

Расчетный метод применяется следующим образом:

где:
FCDG,i,y,GF – потребление попутного нефтяного газа для месторождения i в году у, стандартные метры кубические;
FPoil,m – количество извлеченных ресурсов нефти по объектам/горизонтам m, тонны;
GORi,n – газовый фактор для месторождения i со скважины n, стандартные метры кубические газа/тонны нефти;
FCDG,i,y,import – количество попутного нефтяного газа, идущего на установку подготовки газа, стандартные метры кубические;
FC come back – объем обратно закаченного попутного газа в пласт;
FCflare - объем газа сожженного в факелах, согласно пункту 23 настоящей методики.
Величина газового фактора определяется с применением одного из нижеприведенных подходов:

Показатель: Газовый фактор

где:
GORi,n – газовый фактор для месторождения i со скважины n, стандартные метры кубические газа/тонны;
GORm – газосодержание извлеченных ресурсов нефти по объектам/горизонтам, согласно последнему утвержденному проектному документу, регламентирующему разработку данного месторождения (включая документы авторского надзора) в соответствии с пунктом 1 статьи 142 Кодекса Республики Казахстан «О недрах и недропользовании», стандартные метры кубические/тонны;
FPoil,m – количество извлеченных ресурсов нефти по объектам/горизонтам, тонны;
m – индекс, обозначающий соответствующий горизонт.

При невозможности вычисления средневзвешенного газового фактора по подходу средневзвешенного газового фактора, а также для месторождений, добывающих не более 1 миллиона стандартных метров кубических попутного нефтяного газа в год, на весь период отчетности применяется консервативное значение газового фактора для месторождения в целом.
Расчетный метод применяется при превышении значения давления насыщения нефти газом значением пластового давления нефти.

Данные о скважинной добыче попутного нефтяного газа основываются на регулярных измерениях количества попутного нефтяного газа на групповой замерной установке для каждой нефтяной скважины. Данные групповой замерной установки перепроверяются с помощью ежегодных (как минимум) контрольных измерений на мобильной замерной установке.
Данные о количестве попутного нефтяного газа, полученном на ступенях сепарации, основываются на показаниях приборов учета попутного нефтяного газа, прибора расхода газа печами при наличии автоматизированного учета как данных о расходе попутного нефтяного газа, так и данных о давлении попутного нефтяного газа и работе предохранительных клапанов технологических установок.
Для месторождений, добывающих более 3 миллионов стандартных метров кубических попутного нефтяного газа, применяется и расчетный метод, и метод прямых измерений, а также сравнение данных, полученных указанными методами. Для расчета выбросов парниковых газов применяется наибольшее значение количества извлеченного попутного нефтяного газа. Особое внимание уделяется месторождениям, у которых пластовое давление нефти меньше давления насыщения нефти газом, поскольку проектное значение газового фактора не является стабильным фактором.

11. Компонентный состав попутного нефтяного газа для каждого из геологических объектов месторождений установки регулярно определяется инструментальными методами. Также компонентный состав определяется из документов отчетности (за годы, предшествующие периоду отчетности и мониторинга) из анализов физико-химических свойств нефти и попутного нефтяного газа.

где:
Egas,d, y – выбросы СО2 от сжигания других видов газообразного топлива в году у, тонн СО2;
FCd,i,y – суммарное потребление других видов газообразного топлива для месторождения i в году у, стандартные метры кубические;
EFd,y – коэффициент выбросов газообразного топлива в году у, тонн СО2/стандартные метры кубические.
Расчет выбросов метана и закиси азота осуществляется с применением коэффициентов по умолчанию, приведенных в Методике по расчету выбросов парниковых газов от котлов тепловых электростанций, теплоэлектроцентралей и котельных, разработанной в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Кодекса.

13. При расчете выбросов парниковых газов для других видов газообразного топлива, учитывается количество газообразного топлива, потребляемого для производства тепловой, механической и электрической энергии при обеспечении производственных нужд. Количество газообразного топлива определяется инструментальными методами на основании прямых измерений расходомерами топлива с учетом приведения к стандартным условиям.
Таким образом, количество газообразного топлива рассчитывается, исходя из следующих данных:

где:
Eliq,COMB,y – суммарные годовые выбросы парниковых газов от сжигания жидких видов топлива, тонн СО2;
FCliq,p,y – суммарное потребление всех видов сжигаемого жидкого топлива типа р для месторождения i в году у, тонны, с учетом типа топлива;
NCVliq,p.y – теплотворная способность жидкого топлива типа р в году у, терраджоуль/тонны;
EFliq,p.y – коэффициент выбросов жидкого топлива типа р в году у, тонн СО2/терраджоуль.

16. Количество жидкого топлива, потребленного тепло - и/или электрогенерирующим стационарным оборудованием на производственных площадках, определяется на основе прямых измерений расходомерами топлива. При невозможности или отсутствия расходомеров топлива, баланс жидкого топлива каждого типа составляется по данным внутренней отчетности установки. Для расчета выбросов парниковых газов принимается количество жидкого топлива, которое идет на производство полезной тепловой и электрической энергии в границах установки.

17. Для получения теплотворной способности жидкого топлива, проводится лабораторный анализ теплотворной способности для такого топлива в собственной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

19. Регулярность анализа теплотворной способности определяется по историческим данным за два последних года. При отсутствии данных, частота и периодичность исследований (анализа) устанавливаются оператором установки самостоятельно и фиксируется в Плане мониторинга выбросов парниковых газов в подпункте 1) пункта 13.2 Плана мониторинга при вкладе по потреблению нестандартного топлива менее 5 % от топливного баланса установки.
При вкладе по потреблению нестандартного топлива более 5% порога, от топливного баланса установки то регулярность анализа теплотворной способности определяется следующим образом:

Топливным балансом установки является весь объем сжигаемого топлива в тоннах источниками установки для производства тепловой энергии или электроэнергии.

20. Для получения коэффициента выбросов парниковых газов для жидких топлив, проводится лабораторный анализ содержания углерода в топливе в собственной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
Регулярность анализа содержания углерода в топливе эквивалентна регулярности анализа теплотворной способности.
При отсутствии данных используются коэффициент выбросов парниковых газов жидких видов топлив согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике.

где:
– выбросы от сжигания жидкого топлива на передвижных источниках, тонн СО2;
– потребление жидкого топлива p на сжигание в рамках производственной площадки і в году у, тонн;
NCVp.y – теплотворная способность жидкого топлива р в году у, согласно пунктам 17 и 18 настоящей Методики, мегаджоуль/килограммы;
EFp.y – коэффициент выбросов жидкого топлива р в году у, согласно пункту 20 настоящей Методики, тонн СО2/мегаджоуль;
ρp.y – плотность жидкого топлива;
Данные по плотности принимаются по результатам собственной производственной лаборатории или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

При отсутствии данных о теплотворной способности жидкого топлива и коэффициента выбросов парниковых газов, определенной лабораторным путем используются коэффициент теплотворной способности жидких видов топлив согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике
Расчет выбросов СН4 и N2O от сжигания жидких видов топлива производится согласно методики расчетов выбросов парниковых газов от котлов тепловых электростанций, теплоэлектроцентральных и котельных.

Показатель: выбросы СО2 от факельного сжигания:

где:
Eflare,y – выбросы СО2 от сжигания ПНГ и других видов газообразного топлива на факеле, тонн СО2.
FCflare,i,y – количество ПНГ и д и других видов газообразного топлива сжигаемого на факеле на производственной площадке i в году у, стандартные метры кубические;
EFDG,flare,i,y – коэффициент выбросов СО2 для ПНГ и других видов газообразного топлива сжигаемого на факеле на производственной площадке i в году у, тонн СО2/стандартные метры кубические ПНГ, рассчитывается в соответствии с ЭРИ.
OF – коэффициент окисления при сжигании газа на факеле, равный 0,995.

Показатель: Годовые выбросы СН4 от утечек и аварийных сбросов

где:
– годовые выбросы СН4 от утечек и аварийных сбросов на месторождении i для года y, тонн СО2-эквивалент;
– объем утечки с учетом плотности газа на месторождении, стандартные метры кубические в году у, тонн,
– содержание CH4 в попутном нефтяном газе на месторождении i в году у, %;
– коэффициент глобального потепления CH4 согласно пункту 3 статьи 282 Кодекса.

По известному объему выбросов попутного нефтяного газа, выбросы CH4 рассчитываются следующим образом:
Показатель: суммарные годовые выбросы CH4 от технологических потерь попутного нефтяного газа (за исключением сжигания на факелах):

где:
– суммарные годовые выбросы CH4 от технологических потерь попутного нефтяного газа, тонн СО2-эквивалент;
– суммарные технологические потери попутного нефтяного газа на месторождении і в году y, стандартные метры кубические;
16 – молекулярная масса CH4, килограмм/киломоль;
22,4 – объем 1 моля газа при стандартных условиях, ст.м3/Кмоль;
– молярная доля CH4 в газе;
– коэффициент глобального потепления CH4 согласно пункту 3 статьи 282 Кодекса.

При внедрении и использовании программы мониторинга по контролированию утечек от неорганизованных источников выбросов парниковых газов посредством проведения инструментальных замеров на установке, допускается использование результатов мониторинга и фактических измерений метана от утечек.
Метод мониторинга и отчетности определяется внутренними процедурами установки и (при наличии) собственными методиками, согласованными с уполномоченным органом.

Показатель: Объем выбросов СО2 при добыче нефти и газа

Еventing = GOR × Qнефть/газ×(1 – СЕ)×(1 - Хсож в факел)×Мгаз ×Yгаз×42.3×10-6, (11),
где:
Еventing - объем выбросов парниковых газов при добыче нефти и газа, тысяч тонн;
GOR - среднее соотношение газ-нефть, м3/м3, для газа равен 1;
Qнефть/газ – общее годовое производство нефти или газа, 103м3/год;
СЕ - коэффициент эффективности консервации газа либо соотношение количества утечек к количеству добытого газа, в пределах от 0% до 10%;
Хсож в факел - доля газа, сожженного в факелах;
Мгаз - молекулярный вес газа равный 44,011 для CO2 или 16,043 для CH4;
Yгаз – молярная или объемная доля СО2 или СН4 в составе попутного или иного газа;

25-1. В случае отсутствия инструментальных замеров при добыче нефти и газа на установке, данные выбросы от утечек оператор установки рассчитывает согласно по международным методологиям по расчету выбросов парниковых газов с использованием коэффициентов для развитых стран со средним значением диапазона.

Показатель: выбросы N2O и остатков CH4 от факельного сжигания при добыче нефти и газа

Eflare,y = ∑i FCflare,i,y × NCVi.y × ОК, (12),
где:
Eflare,y – выбросы N2O или CH4 от сжигания попутного нефтяного газа на факеле, тонны;
FCflare,i,y – количество попутного нефтяного газа, утилизируемого на факеле на производственной площадке i в году у, стандартные метры кубические;
NCVi.y – теплотворная способность утилизируемого на факеле газа на производственной площадке i в году у, терраДжоуль/м3;
ОК – коэффициент образования N2O или CH4 (для N2O = 0,0001 тонн/ТДж; для CH4 = 0,001 тонн/ТДж).

Расчет технологических потерь при транспортировке газа производится оператором установки согласно утвержденным стандартам, принятым на установке по транспортировке газа, в рамках методик расчета норм расхода газа на собственные нужды и технологические потери при транспортировке газа по магистральным газопроводам и хранении газа в подземных газохранилищах;
При наличии инструментальных замеров утечек газа использовать данные, подтвержденные инструментальными замерами.
Показатель: выбросы СН4 при транспортировке газа

GCH4 = Vстр × p × m/1000 (13),
где:
GCH4 - выбросы СН4 при транспортировке газа, т/год;
Vстр – объем технологических потерь, м3
p - плотность газа, кг/м3;
m - доля углеводородов в общем объеме газа;
Выбросы СН4 рассчитываются по компонентному составу газа, от суммы рассчитанных утечек
При наличии инструментальных замеров утечек СН4 принимать данные инструментальных замеров.

28-1. В случае отсутствия инструментальных замеров от транспортировки газа и его хранения, данные выбросы от утечек оператор установки рассчитывает согласно по международным методологиям по расчету выбросов парниковых газов с использованием коэффициентов для развитых стран со средним значением диапазона.

Однако, при смене переходе в категорию квотируемых установок, объемы выбросов парниковых газов рассчитываются по собственным коэффициентам полученных собственной аттестованной производственной лаборатории или по заключению контракта с независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

Ecумм = А x EF, (14),
где:
E сумм - суммарные выбросы, тысяч тонн
A - объемы добычи или потери связанные с разведкой или факельным сжиганием за отчетный период (обычно год), м3. По каждому виду деятельности представляются суммарные данные, а затем их общая сумма, для каждого из газов.
EF - коэффициент выбросов, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, тысяч тонн/м3

На основании мониторинга, оператор установки разделяет источники выбросов парниковых газов по уровню выбросов. Различают источники, выбрасывающие значительное количество парниковых газов, и источники, которые в процессе работы выбрасывают малое количество парниковых газов. При этом, требования по сбору данных, контролю качества данных и отчетности для источников являются одинаковыми. Поэтому, для упрощения процесса мониторинга и отчетности учитывают уровни контроля данных.

34. С целью контроля количества использованного топлива в конце отчетного года количество топлива по каждому источнику выбросов сводится и отражается в отчете об инвентаризации выбросов парниковых газов, указанных в приложении 3 Правил государственного регулирования в сфере выбросов и поглощений парниковых газов, утвержденных Приказом Министра экологии, геологии и природных ресурсов Республики Казахстан (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 27301). Требования к измерению, сбору, хранению и сведению всех первичных данных для расчета выбросов СО2 указаны в таблице 5 приложения к настоящей Методике.

Приложение
к Методике по расчету выбросов
парниковых газов от добычи нефти и газа
Таблица 1
Наименование типа топлива
Значение низшей теплотворной способности (Низшая Теплота Сгорания) по умолчанию (ТДж/тонн)
Эффективный коэффициент выбросов CO2 По умолчанию, (тонн/ТДж)
Сырая нефть
0,0423
73,3
Оримульсия
0,0275
77
Сжиженный природный газ
0,0442
64,2
Бензин
Автомобильный бензин
0,0443
69,3
Авиационный бензин
0,0443
70
Бензин для реактивных двигателей
0,0443
70
Керосин для реактивных двигателей
0,0441
71,5
Другие виды керосина
0,0438
71,9
Сланцевое масло
0,0381
73,3
Газойль/Дизельное топливо
0,043
74,1
Топочный мазут
0,0404
77,4
Сжиженный нефтяной газ
0,0473
63,1
Этан
0,0464
61,6
Нафта
0,0445
73,3
Битум
0,0402
80,7
Смазочные материалы
0,0402
73,3
Нефтяной кокс
0,0325
97,5
Сырье нефтепереработки
0,043
73,3
Прочие
Нефтяной газ
0,0495
57,6
нефтепродукты
Твёрдые парафины
0,0402
57,6
Уайт-спирит и СОТК
0,0402
73,3
Другие нефтепродукты
0,0402
73,3
Антрацит
0,0267
98,3
Коксующийся уголь
0,0282
94,6
Другие виды битуминозного угля
0,0258
94,6
Полубитуминозный уголь
0,0189
96,1
Лигнит
0,0119
101
Горючий сланец и битуминозные пески
0,0089
107
Брикетированный бурый уголь
0,0207
97,5
Патентованное топливо
0,0207
97,5
Кокс
Печной и лигнитовый кокс
0,0282
107
Газовый кокс
0,0282
107
Каменноугольный деготь
0,028
80,7
Производные газы
Заводской газ
0,0387
44,4
Коксовый газ
0,0387
44,4
Доменный газ
0,00247
260
Газ кислородных сталеплавильных печей
0,00706
182
Природный газ
0,048
56,1
Бытовые отходы (небиологические фракции)
0,01
91,7
Промышленные отходы
не применимо
143
Нефтяные отходы
0,0402
73,3
Торф
0,00976
106
Твердое биотопливо
Древесина/древесные отходы
0,0156
112
Щелок (Черный щелок)
0,0118
95,3
Прочие типы твердых первичных биомасс
0,0116
100
Древесный уголь
0,0295
112
Жидкое
Биобензин
0,027
70,8
биотопливо
Био-дизтопливо
0,027
70,8
Другие виды жидкого биотоплива
0,0274
79,6
Биогаз
Газ из органических отходов
0,0504
54,6
Канализационный газ
0,0504
54,6
Другие биогазы
0,0504
54,6
Другие виды не ископаемое
Бытовые отходы (фракция биомассы)
0,0116
100
Таблица 2
Коэффициенты выбросов по видам деятельности для субъектов администрирования.
Ка­те­го­рия
Ис­точ­ник вы­бро­сов
CH4
CО2
N2O
Еди­ни­цы из­ме­ре­ния
Ве­ли­чи­на
Неопре­де-лен­ность
Ве­ли­чи­на
Неопре­де-лен­ность
Ве­ли­чи­на
Неопре­де-лен­ность
Бу­ре­ние сква­жин
Сжи­га­ние в фа­ке­лах и уда­ле­ние
3,3E-05
±100%
1,0E-04
±50%
Нет дан­ных
Нет дан­ных
Ты­сяч тонн на 103 м3 об­щей до­бы­чи неф­ти
Ис­пы­та­ние сква­жин
Сжи­га­ние в фа­ке­лах и уда­ле­ние
5,1E-05
±50%
9,0E-03
±50%
6,8E-08
-10 до +1000%
Ты­сяч тонн на 103 м3 об­щей до­бы­чи неф­ти
Об­слу­жи­ва­ние сква­жин
Сжи­га­ние в фа­ке­лах и уда­ле­ние
1,1E-04
±50%
1,9E-06
±50%
Нет дан­ных
Нет дан­ных
Ты­сяч тонн на 103 м3 об­щей до­бы­чи неф­ти
До­бы­ча га­за
Вы­бро­сы при сжи­га­нии в фа­ке­лах при­род­но­го га­за и от­хо­дя­ще­го га­за/ис­па­ре­ний на га­зо­вых объ­ек­тах
7,6E-07
±25%
1,2E-03
±25%
2,1E-08
-10 до +1000%
Ты­сяч тонн на 106 м3 до­бы­то­го га­за
Ле­ту­чие вы­бро­сы*
3,8E-04 до 2,3E-03
±100%
1,4E-05 до
8,2E-05
±100%
Нет дан­ных
Нет дан­ных
Ты­сяч тонн на 106 м3 до­бы­то­го га­за
До­бы­ча неф­ти
Ле­ту­чие (су­ша)
1,5E-06 до 3,6E-03
±100%
1,1E-07 до 2,6E-04
±100%
Нет дан­ных
Нет дан­ных
Ты­сяч тонн на 103 м3 до­бы­той при­род­ной неф­ти
Ле­ту­чие (мо­ре)
5,9E-07
±100%
4,3E-08
±100%
Нет дан­ных
Нет дан­ных
Ты­сяч тонн на 103 м3 до­бы­той при­род­ной неф­ти
Уда­ле­ние
7,2E-04
±50%
9,5E-05
±50%
Нет дан­ных
Нет дан­ных
Ты­сяч тонн на 103 м3 до­бы­той при­род­ной неф­ти
Сжи­га­ние в фа­ке­лах
2,5E-05
±50%
4,1E-02
±50%
6,4E-07
-10 до +1000%
Ты­сяч тонн на 103 м3 до­бы­той при­род­ной неф­ти
*Летучие выбросы (исключая удаление газа и сжигание в факелах) из газовых скважин через входные отверстия на устройствах переработки газа или, если обработка не требуется, в точках стыковки систем транспортировки газа. Включает летучие выбросы, связанные с обслуживанием скважин, сбором газа, переработкой и деятельностью по избавления от попутной воды и кислых газов.
Таблица 3
Базовые объемы технологических потерь газа по группам источников технологических потерь газа и категориям давлений
Ин­декс групп ис­точ­ни­ков тех­но­ло­ги­че­ских по­терь га­за по их ти­пу
Груп­па ис­точ­ни­ков тех­но­ло­ги­че­ских по­терь га­за
Ба­зо­вые объ­е­мы тех­но­ло­ги­че­ских по­терь га­за по ка­те­го­ри­ям дав­ле­ния га­за б.ип Qij , м 3 /ч
низ­кое дав­ле­ние (до 0,005 МПа включ.)
сред­нее дав­ле­ние (свы­ше 0,005 до 0,3 МПа включ.)
вы­со­кое дав­ле­ние 2 ка­те­го­рии (свы­ше 0,3 до 0,6 МПа включ.)
вы­со­кое дав­ле­ние 1 ка­те­го­рии (свы­ше 0,6 до 1,2 МПа включ.)
j=1
j=2
j=3
j=4
i=1
– пункт ре­ду­ци­ро­ва­ния га­за га­зо­ре­гу­ля­тор­ный пункт, блоч­ный га­зо­ре­гу­ля­тор­ный пункт, шкаф­ной пункт ре­ду­ци­ро­ва­ния га­за, под­зем­ный пункт ре­ду­ци­ро­ва­ния га­за, га­зо­ре­гу­ля­тор­ная уста­нов­ка) и узел из­ме­ре­ний рас­хо­да га­за (в шкаф­ном ис­пол­не­нии), без уче­та за­пор­ной ар­ма­ту­ры за пре­де­ла­ми кон­струк­ции
0,02059
0,08768
0,18385
0,34113
i=2
За­пор­ная ар­ма­ту­ра (за ис­клю­че­ни­ем кра­нов ша­ро­вых), вклю­чая от­вет­ные при­со­еди­не­ния
0,12757
0,43252
0,68080
0,87539
i=3
Кра­ны ша­ро­вые, вклю­чая от­вет­ные при­со­еди­не­ния
0,02939
0,09966
0,15687
0,20170
i=4
Разъ­ем­ные со­еди­не­ния, в том чис­ле изо­ли­ру­ю­щие, вне пункт ре­ду­ци­ро­ва­ния га­за и узел из­ме­ре­ний рас­хо­да га­за (флан­це­вые, муф­то­вые, цап­ко­вые, шту­цер­ные со­еди­не­ния, проб­ки и т.п.), за ис­клю­че­ни­ем от­вет­ных при­со­еди­не­ний за­пор­ной ар­ма­ту­ры
0,07012
0,23773
0,37420
0,48115
При­ме­ча­ние – От­не­се­ние пунк­ту ре­ду­ци­ро­ва­ния га­за к груп­пам ис­точ­ни­ков тех­но­ло­ги­че­ских по­терь га­за по ка­те­го­ри­ям дав­ле­ния га­за осу­ществ­ля­ют по вход­но­му дав­ле­нию га­за в пунк­ту ре­ду­ци­ро­ва­ния га­за .
Таблица 4
Рекомендованные уровни контроля данных, на основании которых источники могут быть исключены из рассмотрения при расчете выбросов парниковых газов
Ка­те­го­рия уста­нов­ки (пред­при­я­тия)
До­пус­ка­е­мая мак­си­маль­ная по­греш­ность из­ме­ре­ния дан­ных о де­я­тель­но­сти, про­цен­ты
Ис­точ­ни­ки, ко­то­рые мо­гут быть ис­клю­че­ны из мо­ни­то­рин­га
А
(2-эк­ви­ва­лент/год)
7,5
Лю­бые еди­нич­ные ис­точ­ни­ки вы­бро­сов от де­я­тель­но­сти, ва­ло­вой вклад ко­то­рых в об­щие вы­бро­сы пар­ни­ко­вых га­зов не пре­вы­ша­ет 7,5 про­цен­тов.
Б
(50 000-500 000 тонн СО2-эк­ви­ва­лент/год)
5
Лю­бые еди­нич­ные ис­точ­ни­ки вы­бро­сов от де­я­тель­но­сти, ва­ло­вой вклад ко­то­рых в об­щие вы­бро­сы пар­ни­ко­вых га­зов не пре­вы­ша­ет 5 про­цен­тов.
В
(> 500 000 тонн СО2-эк­ви­ва­лент/год)
2,5
Лю­бые еди­нич­ные ис­точ­ни­ки вы­бро­сов от де­я­тель­но­сти, ва­ло­вой вклад ко­то­рых в об­щие вы­бро­сы пар­ни­ко­вых га­зов не пре­вы­ша­ет 2,5 про­цен­тов.
Таблица 5
Данные, которые подлежат измерению, сбору, хранению и сведению на производственной площадке для мониторинга выбросов парниковых газов
№
Обо­зна­че­ние
Опи­са­ние ве­ли­чи­ны
Ис­точ­ник пер­вич­ных дан­ных
Раз­мер­ность
Тип опре­де­ле­ния па­ра­мет­ра: из­ме­ря­е­мый/ рас­чет­ный/ оце­ноч­ный
Ре­ко­мен­до­ван­ная ми­ни­маль­ная ре­гу­ляр­ность опре­де­ле­ния и све­де­ния
Спо­соб хра­не­ния
Ком­мен­та­рий
1
FCDG,i,y,GF
По­треб­ле­ние по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за А на ме­сто­рож­де­нии i на сжи­га­ние в теп­ло­ге­не­ра­то­рах уста­нов­ки (рас­счи­тан­ное по га­зо­во­му фак­то­ру)
ОП­ЦИЯ 1:
Рас­чет со­глас­но из­ме­ря­е­мо­му га­зо­во­му фак­то­ру или га­зо­во­му фак­то­ру по умол­ча­нию (сред­не­взве­шен­но­му га­зо­во­му фак­то­ру)
ОП­ЦИЯ 2:
Пря­мые из­ме­ре­ния на обо­ру­до­ва­ние, по­треб­ля­ю­щем по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за
стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские
Из­ме­ря­е­мый/ рас­чет­ный
ОП­ЦИЯ 1: Све­де­ние 1 раз в ме­сяц в от­дель­ной фор­ме от­чет­но­сти.
ОП­ЦИЯ 2:
Непре­рыв­ные из­ме­ре­ния на уста­нов­ке. Све­де­ние за сме­ну в жур­на­ле опе­ра­то­ра.
Све­де­ние за 1 ме­сяц в от­дель­ной фор­ме от­чет­но­сти.
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
2
Ко­эф­фи­ци­ент вы­бро­сов СО2 при сжи­га­нии по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за на ме­сто­рож­де­нии i
В со­от­вет­ствии с Ме­то­ди­кой по рас­че­ту вы­бро­сов пар­ни­ко­вых га­зов от сжи­га­ния го­рю­чих га­зов
тонн СО2/стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские га­за
Рас­чет­ный
Не ре­же, чем 1 раз в год.
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
Ко­эф­фи­ци­ент вы­бро­сов по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за на ме­сто­рож­де­нии i опре­де­ля­ет­ся с ре­гу­ляр­но­стью 1 раз в год на ос­но­ва­нии ре­зуль­та­тов по­след­не­го до­ступ­но­го ана­ли­за ком­по­нент­но­го со­ста­ва.
При­ме­ня­ет­ся на от­чет­ный год, до да­ты про­ве­де­ния сле­ду­ю­ще­го ана­ли­за ком­по­нент­но­го со­ста­ва со­глас­но рас­чет­ным дан­ным в со­от­вет­ствии с ин­ди­ви­ду­аль­но утвер­жден­ны­ми пла­на­ми мо­ни­то­рин­га для каж­до­го неф­те­га­зо-до­бы­ва­ю­щей уста­нов­ки
3
По­треб­ле­ние га­зо­об­раз­но­го топ­ли­ва ти­па j для ме­сто­рож­де­ния iв го­ду у
По­ка­за­ния рас­хо­до­ме­ров
стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские
из­ме­ря­е­мый
Бес­пре­рыв­но на тех­но­ло­ги­че­ской уста­нов­ке, све­де­ние за 1 ме­сяц в от­дель­ной фор­ме от­чет­но­сти с воз­мож­но­стью про­смот­ра за лю­бой пе­ри­од и дуб­ли­ро­ва­ни­ем дан­ных
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
Рас­ход га­за опре­де­ля­ет­ся с кор­рек­ци­ей по тем­пе­ра­ту­ре и дав­ле­нию для при­ве­де­ния у к стан­дарт­ным усло­ви­ям.
4
Теп­ло­твор­ная спо­соб­ность га­зо­об­раз­но­го топ­ли­ва ти­па j в го­ду у
Сер­ти­фи­ка­ты ка­че­ства на топ­ли­во или пас­пор­та на ка­че­ство топ­ли­ва. Ана­лиз ка­че­ства га­за внеш­ней или внут­рен­ней ис­пы­та­тель­ной ла­бо­ра­то­рии
ме­га­д­жо­у­ли/ стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские
из­ме­ря­е­мый
1 раз в ме­сяц
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
Ре­зерв­ный ва­ри­ант: опре­де­ле­ние по из­вест­но­му ком­по­нент­но­му со­ста­ву.
5
Ко­эф­фи­ци­ент вы­бро­сов га­зо­об­раз­но­го топ­ли­ва ти­па j в го­ду у
В со­от­вет­ствии с Ме­то­ди­кой по рас­че­ту вы­бро­сов пар­ни­ко­вых га­зов от сжи­га­ния го­рю­чих га­зов
тонн СО2/стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские га­за
рас­чет­ный
В со­от­вет­ствии с Ме­то­ди­кой по рас­че­ту вы­бро­сов пар­ни­ко­вых га­зов от сжи­га­ния го­рю­чих га­зов
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
6
Ко­ли­че­ство по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за, иду­ще­го на УПГ
Из­ме­ре­ния рас­хо­до­ме­ров пе­ред УПГ
стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские
Из­ме­ря­е­мый
Бес­пре­рыв­но, све­де­ние за 1 ме­сяц
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
7
Ко­ли­че­ство из­вле­чен­ных ре­сур­сов неф­ти по объ­ек­там/ го­ри­зон­там m
Со­сто­я­ние раз­ра­бот­ки неф­тя­ных ме­сто­рож­де­ний по го­ри­зон­там на на­ча­ло от­чет­но­го пе­ри­о­да мо­ни­то­рин­га
тонн
из­ме­ря­е­мый
Бес­пре­рыв­но, све­де­ние за 1 ме­сяц
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
8
Сред­не­взве­шен­ный га­зо­вый фак­тор для ме­сто­рож­де­ния i со сква­жи­ны n.
По умол­ча­нию при­ни­ма­ют­ся зна­че­ния га­зо­вых фак­то­ров по го­ри­зон­там, в ко­то­рых осу­ществ­ля­ет­ся из­вле­че­ние неф­ти со сква­жи­ны nме­сто­рож­де­ния i из по­след­не­го утвер­жден­но­го про­ект­но­го до­ку­мен­та, ре­гла­мен­ти­ру­ю­ще­го раз­ра­бот­ку дан­но­го ме­сто­рож­де­ния
Та­к­же при­ме­ня­ют­ся ре­зуль­та­ты пря­мых из­ме­ре­ний ко­ли­че­ства из­вле­чен­но­го по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за (
I: пря­мые из­ме­ре­ния на груп­по­вой за­мер­ной уста­нов­ке– пер­вич­ные из­ме­ре­ния
II: пря­мые из­ме­ре­ния уста­нов­ки мо­биль­ной за­мер­ной– пер­вич­ные из­ме­ре­ния
Та­к­же про­во­дит­ся рас­чет по фор­му­ле
стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские га­за/тонн неф­ти
из­ме­ря­е­мый/ оце­ноч­ный
I. Непре­рыв­но, све­де­ние дан­ных 1 раз в ме­сяц.
II. Еже­год­но или по за­ка­зу це­ха, све­де­ние дан­ных 1 раз в год.
III. На пе­ри­од экс­плу­а­та­ции сква­жи­ны, уточ­ня­ет­ся за­ка­зу от­де­ла гео­ло­гии.
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
Рас­чет сред­не­взве­шен­но­го зна­че­ния га­зо­во­го фак­то­ра про­из­во­дит­ся служ­бой гео­ло­гии це­ха до­бы­чи неф­ти в фор­ме «От­чет об из­вле­че­нии по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за»
При от­сут­ствии при­сва­и­ва­ют­ся зна­че­ния со­глас­но рас­чет­ным дан­ным в со­от­вет­ствии с утвер­жден­ны­ми пла­на­ми мо­ни­то­рин­га ин­ди­ви­ду­аль­но для каж­до­го неф­те­га­зо­до-бы­ва­ю­щей уста­нов­ки
9
Га­зо­со­дер­жа­ние про­дук­ции неф­тя­ных сква­жин по объ­ек­там/ го­ри­зон­там m
Со­глас­но еже­год­ных дан­ных о со­сто­я­нии раз­ра­бот­ки неф­тя­ных ме­сто­рож­де­нии по го­ри­зон­там
стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские/
тон­на
из­ме­ря­е­мый
Све­де­ние 1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
10
Ком­по­нент­ный со­став по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за для ме­сто­рож­де­ния (про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ки) i.
Из­ме­ре­ния ла­бо­ра­то­рии (внеш­ней или внут­рен­ней) ис­сле­до­ва­ния неф­ти, га­за и во­ды
про­цен­ты
из­ме­ря­е­мый
В со­от­вет­ствии с Ме­то­ди­кой по рас­че­ту вы­бро­сов пар­ни­ко­вых га­зов от сжи­га­ния го­рю­чих га­зов
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
11
Ком­по­нент­ный со­став про­из­вод­но­го га­зо­об­раз­но­го топ­ли­ва ти­па j, от­лич­но­го от по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за для ме­сто­рож­де­ния i.
Из­ме­ре­ния ла­бо­ра­то­рии (внеш­ней или внут­рен­ней).
При­ме­ня­ют­ся дан­ные сер­ти­фи­ка­тов ка­че­ства, при по­став­ке нестан­дарт­но­го топ­ли­ва тре­тьей сто­ро­ной
про­цен­ты
из­ме­ря­е­мый
В со­от­вет­ствии с Ме­то­ди­кой по рас­че­ту вы­бро­сов пар­ни­ко­вых га­зов от сжи­га­ния го­рю­чих га­зов
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
12
Сум­мар­ное го­до­вое по­треб­ле­ние теп­ло­ге­не­ра­то­ра­ми жид­ко­го топ­ли­ва ти­па р на ме­сто­рож­де­нии i
ОП­ЦИЯ 1:
Пер­вич­ные из­ме­ре­ния рас­хо­до­ме­ра­ми топ­ли­ва.
ОП­ЦИЯ 2:
Ба­лан­со­вый ме­тод на ос­но­ве до­ступ­ных дан­ных из утвер­жден­ных форм от­чет­но­сти уста­нов­ки о рас­хо­де жид­ко­го топ­ли­ва на сжи­га­ние.
тонн
из­ме­ря­е­мый/ оце­ноч­ный
ОП­ЦИЯ 1:
Бес­пре­рыв­но, све­де­ние за 1 год
ОП­ЦИЯ 2:
1 раз в ме­сяц, све­де­ние за 1 год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
вви­ду несу­ще­ствен­но­сти не учи­ты­ва­ют­ся при рас­че­те вы­бро­сов пар­ни­ко­вых га­зов.
13
Теп­ло­твор­ная спо­соб­ность по­треб­лен­но­го теп­ло­ге­не­ра­то­ра­ми жид­ко­го топ­ли­ва ти­па р в го­ду у
ка­ло­ри­мет­ри­че­ские из­ме­ре­ния в ла­бо­ра­то­рии
ме­га­д­жо­у­ли/ки­ло­грамм
из­ме­ря­е­мый/ Оце­ноч­ный
Для стан­дарт­но­го топ­ли­ва – пе­ре­про­вер­ка дан­ных 1 раз в год.
Для нестан­дарт­но­го – ре­гу­ляр­ность опре­де­ля­ет­ся со­глас­но раз­де­лу «Ме­то­ды кон­тро­ля ка­че­ства на ТЭС» «Ме­то­ди­ка по рас­че­ту вы­бро­сов пар­ни­ко­вых га­зов от сжи­га­ния го­рю­чих га­зов».
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
вви­ду несу­ще­ствен­но­сти не учи­ты­ва­ют­ся при рас­че­те вы­бро­сов пар­ни­ко­вых га­зов.
14
Ко­эф­фи­ци­ент вы­бро­сов жид­ко­го топ­ли­ва ти­па р в го­ду у.
из­ме­ре­ния со­дер­жа­ния уг­ле­ро­да в топ­ли­ве
тонн СО2/тер­ра
джо­у­ли
из­ме­ря­е­мый/ оце­ноч­ный
1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
вви­ду несу­ще­ствен­но­сти не учи­ты­ва­ют­ся при рас­че­те вы­бро­сов пар­ни­ко­вых га­зов.
15
По­треб­ле­ние жид­ко­го топ­ли­ва p при неру­тин­ном сжи­га­нии на про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ке і, в го­ду у
Дан­ные до­ку­мен­тов пер­вич­ной от­чет­но­сти уста­нов­ки, на­при­мер, ме­та­ри­аль­ных ба­лан­сов топ­ли­ва («Ма­те­ри­аль­ный от­чет по це­ху до­бы­чи неф­ти и га­за (дви­же­ние дизтоп­ли­ва)»
лит­ры
оце­ноч­ный
1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
16
Теп­ло­твор­ная спо­соб­ность жид­ко­го топ­ли­ва р в го­ду у при неру­тин­ном сжи­га­нии. При ис­поль­зо­ва­нии то­го же тип топ­ли­ва, что и в теп­ло­ге­не­ра­то­рах, эк­ви­ва­лент­на па­ра­мет­ру
ме­га­д­жо­у­ли/ки­ло­грамм
оце­ноч­ный
1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
17
Ко­эф­фи­ци­ент вы­бро­сов жид­ко­го топ­ли­ва р в го­ду у. При ис­поль­зо­ва­нии то­го же тип топ­ли­ва, что и в теп­ло­ге­не­ра­то­рах, эк­ви­ва­лент­на эк­ви­ва­лент­на па­ра­мет­ру
тонн СО2/ме­га
джо­у­ли
оце­ноч­ный
1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
18
Плот­ность жид­ко­го топ­ли­ва р
Пас­пор­та на жид­кое топ­ли­во
ки­ло­грамм/мет­ры ку­би­че­ские
оце­ноч­ный
1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
19
Ко­ли­че­ство по­треб­лен­но­го га­за ти­па j (вклю­чая по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за, га­з­лифт­ный газ) с ме­сто­рож­де­ния і на при­вод уста­нов­ки Н
При на­ли­чии при­бо­ров уче­та – пря­мые из­ме­ре­ния. Как пра­ви­ло, при­бо­ры от­сут­ству­ют, в этом слу­чае –нор­ма­тив­ные пас­порт­ные по­ка­за­те­ли рас­хо­да уста­нов­ки Н (тон­на/час)
стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские
оце­ноч­ный
1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
20
По­треб­ле­ние ди­зель­но­го топ­ли­ва ав­то­транс­пор­том в го­ду у
Дан­ные из до­ку­мен­тов ма­те­ри­аль­ной и/или ба­лан­со­вой от­чет­но­сти
тонн
из­ме­ря­е­мый
1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
21
Теп­ло­твор­ная спо­соб­ность ди­зель­но­го топ­ли­ва в го­ду у
Дан­ные по умол­ча­нию для стан­дарт­но­го топ­ли­ва или эк­ви­ва­лент­ные на­ци­о­наль­ные дан­ные
ме­га­д­жо­у­ли/ки­ло­грамм
оце­ноч­ный
1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
22
Ко­эф­фи­ци­ент вы­бро­сов ди­зель­но­го топ­ли­ва в го­ду у
Дан­ные по умол­ча­нию для стан­дарт­но­го топ­ли­ва или эк­ви­ва­лент­ные на­ци­о­наль­ные дан­ные
тонн СО2/ме­га
джо­у­ли
оце­ноч­ный
1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
23
Ко­ли­че­ство до­бы­ва­е­мой про­дук­ции неф­тя­ных сква­жин на про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ке i для го­да y
Дан­ные из­ме­ре­ний рас­хо­до­ме­ров неф­ти
тонн
из­ме­ря­е­мый
Бес­пре­рыв­но на уста­нов­ке, све­де­ние за 1 ме­сяц в от­чет­но­сти уста­нов­ки.
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
24
Объ­ем­ное со­дер­жа­ние СН4 в по­пут­ном неф­тя­ном га­зе для ме­сто­рож­де­ния (про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ки) i в го­ду у
Из­ме­ре­ния ла­бо­ра­то­рии (внеш­ней или внут­рен­ней).
про­цен­ты
из­ме­ря­е­мый
Опре­де­ля­ет­ся со­глас­но раз­де­лу «Ме­то­ды кон­тро­ля ка­че­ства на ТЭС» «Ме­то­ди­ка по рас­че­ту вы­бро­сов пар­ни­ко­вых га­зов от сжи­га­ния го­рю­чих га­зов».
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
25
Плот­ность по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за для ме­сто­рож­де­ния (про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ки) iв го­ду у.
Из­ме­ре­ния ла­бо­ра­то­рии (внеш­ней или внут­рен­ней)
ки­ло­грамм/ ки­ло­моль/ стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские/ ки­ло­моль
из­ме­ря­е­мый
Опре­де­ля­ет­ся со­глас­но раз­де­лу «Ме­то­ды кон­тро­ля ка­че­ства на ТЭС» «Ме­то­ди­ка по рас­че­ту вы­бро­сов пар­ни­ко­вых га­зов от сжи­га­ния го­рю­чих га­зов».
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
26
Ко­эф­фи­ци­ент гло­баль­но­го по­теп­ле­ния СН4
Опре­де­ля­ет­ся со­глас­но п.3 ста­тьи 282 Ко­дек­са
тонн СО2/ тонн СН4
оце­ноч­ный
1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
27
Сум­мар­ный га­зо­вый фак­тор на сту­пе­нях се­па­ра­ции (не по­след­ней сту­пе­ни се­па­ра­ции) с на про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ке i
Дан­ные пря­мых из­ме­ре­ний га­за при за­кры­тых предо­хра­ни­тель­ных кла­па­нах тех­но­ло­ги­че­ских уста­но­вок, при­ве­де­ны к нор­маль­ным усло­ви­ям по тех­но­ло­ги­че­ским уста­нов­кам про­из­вод­ствен­ных пло­ща­док
стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за /тонн до­бы­тых ре­сур­сов неф­ти
из­ме­ря­е­мый
1 раз в ме­сяц в те­че­ние двух ча­сов
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
Яв­ля­ет­ся сум­мой зна­че­ний га­зо­во­го фак­то­ра каж­дой сту­пе­ни се­па­ра­ции на про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ке i
28
Ко­ли­че­ство из­вле­чен­ных ре­сур­сов неф­ти на про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ке i
Из­ме­ре­ния груп­по­вой за­мер­ной уста­нов­ки
тонн
из­ме­ря­е­мый
Бес­пре­рыв­но на уста­нов­ке, све­де­ние за 1 ме­сяц
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
Яв­ля­ет­ся сум­мой зна­че­ний ко­ли­че­ства из­вле­чен­ных ре­сур­сов неф­ти со всех экс­плу­а­ти­ру­е­мых сква­жин, рас­по­ло­жен­ных на про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ке
29
Об­вод­нен­ность про­дук­ции неф­тя­ных сква­жин на про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ке i в го­ду у
Со­глас­но с дан­ны­ми по­след­не­го утвер­жден­но­го про­ект­но­го до­ку­мен­та, ре­гла­мен­ти­ру­ю­ще­го раз­ра­бот­ку дан­но­го ме­сто­рож­де­ния
про­цен­ты
из­ме­ря­е­мый
1 раз в ме­сяц
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
30
Ми­ни­маль­ная тем­пе­ра­ту­ра про­дук­ции неф­тя­ных сква­жин на вы­хо­де из пе­чей на­гре­ва,
Дан­ные из тех­но­ло­ги­че­ских ре­гла­мен­тов ра­бо­ты пе­чей
гра­ду­сы
оце­ноч­ный
1 раз в ме­сяц
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
31
Мак­си­маль­ная тем­пе­ра­ту­ра про­дук­ции неф­тя­ных сква­жин на вхо­де в пе­чи на­гре­ва
Дан­ные из тех­но­ло­ги­че­ских ре­гла­мен­тов ра­бо­ты пе­чей
гра­ду­сы
оце­ноч­ный
1 раз в ме­сяц
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
32
Тем­пе­ра­ту­ра пред­то­вар­ной неф­ти на вы­хо­де из пе­чей на­гре­ва
Дан­ные из тех­но­ло­ги­че­ских ре­гла­мен­тов ра­бо­ты пе­чей
гра­ду­сы
оце­ноч­ный
1 раз в ме­сяц
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
33
Тем­пе­ра­ту­ра пред­то­вар­ной неф­ти на вхо­де в пе­чи на­гре­ва
Дан­ные из тех­но­ло­ги­че­ских ре­гла­мен­тов ра­бо­ты пе­чей
гра­ду­сы
оце­ноч­ный
1 раз в ме­сяц
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
34
Тем­пе­ра­ту­ра пла­сто­вой во­ды на вы­хо­де из пе­чей на­гре­ва
Дан­ные из тех­но­ло­ги­че­ских ре­гла­мен­тов ра­бо­ты пе­чей
гра­ду­сы
оце­ноч­ный
1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
35
Тем­пе­ра­ту­ра пла­сто­вой во­ды на хо­де в пе­чи на­гре­ва
Дан­ные из тех­но­ло­ги­че­ских ре­гла­мен­тов ра­бо­ты пе­чей
гра­ду­сы
оце­ноч­ный
1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
36
КПД ра­бо­ты пе­чей
Дан­ные из тех­но­ло­ги­че­ских ре­гла­мен­тов ра­бо­ты пе­чей
про­цен­ты
оце­ноч­ный
1 раз в ме­сяц
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
37
Ко­ли­че­ство пла­сто­вой во­ды, иду­щей на на­грев в зим­нее вре­мя на про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ке
1. Дан­ные рас­хо­до­ме­ров (m).
2. При от­сут­ствии рас­хо­до­ме­ров рас­счи­ты­ва­ет­ся, ис­хо­дя из су­точ­но­го рас­хо­да неф­ти, взя­то­го из тех­но­ло­ги­че­ских ре­жи­мов ра­бо­ты сква­жин и вре­ме­ни ра­бо­ты пе­чи (пе­чей) на­гре­ва пла­сто­вой во­ды (е)
тонн
оце­ноч­ный/ из­ме­ря­е­мый
1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
38
Сред­не­су­точ­ный де­бит во­ды на про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ке
Дан­ные из «Тех­но­ло­ги­че­ских ре­жи­мов ра­бо­ты фон­да элек­тро­вин­то­вых и ме­ха­ни­зи­ро­ван­ных сква­жин по ме­сто­рож­де­ни­ям»
тонн/сут­ки
оце­ноч­ный
1 раз в ме­сяц
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
39
Ко­ли­че­ство ча­сов ра­бо­ты пе­чи (пе­чей) на­гре­ва пла­сто­вой во­ды на про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ке
Жур­на­лы опе­ра­то­ров тех­но­ло­ги­че­ских уста­но­вок
сут­ки
из­ме­ря­е­мый
1 раз в ме­сяц
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
40
По­треб­ле­ние по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за ко­тель­ной (кот­лом) n на про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ке
По­ка­за­ния га­зо­вых счет­чи­ков
стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские
из­ме­ря­е­мый
Бес­пре­рыв­но на уста­нов­ке, све­де­ние за 1 ме­сяц
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
41
Теп­ло­твор­ная спо­соб­ность по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за
Дан­ные из­ме­ре­ний или рас­чет по из­вест­но­му ком­по­нент­но­му со­ста­ву
ме­га­д­жо­у­ли/ ки­ло­грамм (ме­га­д­жо­у­ли/тонн)
из­ме­ря­е­мый/ рас­чет­ный
По за­ка­зу це­ха, све­де­ние дан­ных 1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
42
Тех­но­ло­ги­че­ские нор­ма­тив­ные по­те­ри по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за
Дан­ные ру­ко­во­дя­щих до­ку­мен­тов уста­нов­ки
стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские
оце­ноч­ный
1 раз в на­ча­ле мо­ни­то­рин­га
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
43
Ко­ли­че­ство по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за, иду­ще­го на УПГ
Дан­ные из­ме­ре­ний рас­хо­до­ме­ров
стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские
из­ме­ря­е­мый
Бес­пре­рыв­но, све­де­ние за 1 ме­сяц
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
44
Ко­ли­че­ство по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за, ути­ли­зи­ру­е­мо­го на про­из­вод­ствен­ной пло­щад­ке i в го­ду у
Оп­ция 1:
При на­ли­чии из­ме­ри­тель­но­го обо­ру­до­ва­ния – дан­ные рас­хо­до­ме­ров га­за
Оп­ция 2:
При от­сут­ствии из­ме­ри­тель­но­го обо­ру­до­ва­ния, рас­чет по ба­лан­су га­за
стан­дарт­ные мет­ры ку­би­че­ские
оце­ноч­ный/ из­ме­ря­е­мый
Оп­ция 1:
Бес­пре­рыв­но, све­де­ние за 1 ме­сяц
Оп­ция 2:
1 раз в год
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
44
OF
Ко­эф­фи­ци­ент окис­ле­ния
Ве­ли­чи­на по умол­ча­нию
OF–1 для сжи­га­ния по­пут­но­го неф­тя­но­го га­за в теп­ло­ге­не­ра­то­рах;
OF–0,995 для сжи­га­ния на фа­ке­ле (уточ­не­ние по пас­порт­ным дан­ным фа­ке­ла)
-
оце­ноч­ный
1 раз в на­ча­ле мо­ни­то­рин­га
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
45
n
Ко­ли­че­ство неф­те­га­зо­до­бы­ва­ю­щих сква­жин, на­хо­дя­щих­ся в экс­плу­а­та­ции в от­чет­ный пе­ри­од (в го­ду у)
Нор­ма­тив­ные до­ку­мен­ты, на­при­мер Про­ект раз­ра­бот­ки неф­тя­но­го ме­сто­рож­де­ния
-
оце­ноч­ный
Непре­рыв­но, све­де­ние 1 раз за пе­ри­од от­чет­но­сти (за 1 год)
Бу­маж­ный или элек­трон­ный
Ко­ли­че­ство неф­тя­ных сква­жин под­ле­жит непре­рыв­но­му мо­ни­то­рин­гу, так как из­ме­ня­ет­ся как на про­тя­же­нии от­чет­но­го пе­ри­о­да, так и от од­но­го от­чет­но­го пе­ри­о­да к дру­го­му (из го­да в год).

Приложение 4 к приказу
Министр экологии и
природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года
№ 9
Методика по расчету выбросов парниковых газов от производства чугуна, стали, агломератов и окатышей

1. Настоящая Методика по расчету выбросов парниковых газов от производства чугуна, стали, агломератов и окатышей (далее–Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Кодекс) и предназначена для расчетов выбросов парниковых газов от производства чугуна, стали, агломератов и окатышей.
Производственные процессы от сжигания топлива на печах (высокотемпературная переработка сырья в печах, с целью протекания химических реакций и извлечение полезных компонентов), рассчитываются в соответствии с международными методиками по расчету выбросов парниковых газов.

Выбросы парниковых газов рассчитываются по каждому процессу.

- расход топлива по фактическим данным установки за отчетный период;
- содержание углерода на рабочую массу сжигаемого топлива по результатам анализа.
Оператор установки использует данные о содержании углерода в топливе, предоставленные поставщиком топлива, либо осуществляет анализ содержания углерода на рабочую массу топлива в собственной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
При наличии единиц измерения, отличных от тонны, оператор установки переводит данные единицы измерения в тонны для согласования размерностей.

Показатель: Выбросы СО2от производства кокса

ECO2, coke = [CC×CCC+ Σa (PMa,coke× Ca,coke) + BFGinput× CBFG– CO × CCO – COGout ×
COGCOG – ΣbCOBb × Cb – Rcoke × CR,coke] × 44/12, (1),
где:
ECO2, coke – выбросы СО2 от производства кокса, тонн СО2;
CC – количество коксующего угля, поданного на коксование, тонн;
CCC – содержание углерода в коксующем угле, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
PMa,coke – количество другого технологического материала «а», потребленного для производства кокса и учтенного отдельно, тонн;
Ca,coke – содержание углерода в технологическом материале типа «а», доли единиц;
BFGinput – количество доменного газа, израсходованного в коксовых печах, тонн;
CBFG – содержание углерода в доменном газе, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
CO – количество произведенного кокса, тонн;
CCO – содержание углерода в коксе, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
COGout – количество газа из коксовых печей, транспортированного с места производства, тонн;
COGCOG – содержание углерода в коксовом газе, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
COBb – количество побочного продукта «b» коксовой печи, перемещённого с места производства на другую установку, тонн;
Cb – содержание углерода в побочном продукте типа «b» доли единиц.Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
Rcoke – количество шлама и пыли, улавливаемого газоочистными установками коксового производства, тонн;
CR,coke – содержание углерода в шламе и пыли коксового производства, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
Выбросы СО2 от производства агломерата образуются при спекании рудного концентрата с коксом.

ECO2, sinter = [FE × CFE +CBR × CCBR + COGsinter input × CCOG + BFGsinter input × Cinter BFG
+ Σa (PMsinter a × Csinter a) – SOGout × CSOG ] × 44/12, (2),
где:
ECO2, sinter – выбросы СО2 при производстве агломерата, тонн СО2;
FE – количество сырья для производства агломерата (руда), тонн;
CFE – содержание углерода в руде, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
CBR – количество закупленной и произведённой на месте коксовой мелочи для производства агломерата, тонн.
Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
CCBR – содержание углерода в коксовой мелочи, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
COGsinterinput – количество газа из коксовых печей, потреблённого при производстве агломерата, тонн;
CCOG – содержание углерода в коксовом газе, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
BFGsinterinput – количество доменного газа, израсходованного для производства агломерата, тонн;
CinterBFG – содержание углерода в доменном газе, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
PMsinter a – количество другого технологического материала «а», израсходованного для производства агломерата и перечисленных в виде отдельных компонентов, тонн;
Csinter a – содержание углерода в технологическом материале типа «а» , доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
SOGout – количество отходящего газа от производства агломерата, транспортированного на другую установку, тонн;
CSOG – содержание углерода в отходящем газе от производства агломерата, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

Показатель: выбросы СН4 от производства агломерата

ECH4, sinter = S × Ex, sinter , (3),
где:
ECH4, sinter – выбросы СН4 от производства агломерата, тонн CH4;
S - количество произведенного агломерата, тонн
Eх, sinter – коэффициент выброса, кг СН4/тонну произведенного агломерата, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике;
При расчете выбросов СН4 в эквиваленте тонны СО2 используются потенциалы глобального потепления в соответствии с пунктом 3 статьи 282 Кодекса.

9. Самые большие выбросы СО2 в металлургической промышленности образуются при производстве чугуна. При учете углерода при потреблении топлива в секторе энергетики, углерод от потребления кокса или других восстановителей не учитывается. За исключением небольшого количества углерода, удерживаемого в передельном чугуне, весь углерод в коксе и флюсах выбрасывается в качестве продукта сгорания и кальцинирования.
Показатель: Выбросы СО2 при производстве чугуна

ECO2, BF= [(ORE × CORE)+Σ(CARBF × CCAR,BF)+ Σ (FLBF× CFL,BF)+ Σ (OT× COT) – (IOUT × CI,out) – (NM× CNM ) - (BFGout × CBFG,out) – (RBF × CR,BF)] × 44/12, (4),
где:
ECO2, BF – выбросы СО2 от производства чугуна, тонн СО2;
ORE – количество поданной руды (руда, окатыши, агломерат), тонн;
CORE – содержание углерода в руде, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.
Σ – Сумма (математический знак);
CARBF – количество углеродосодержащих технологических материалов, тонн. Показатель поданных в доменную печь, определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.
CCAR,BF – содержание углерода в углеродосодержащих технологических материалах, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, доли единиц;
FLBF– количество флюсовых материалов, загружаемых в доменную печь, тонн;
CFL,BF – содержание углерода во флюсовых материалах, согласно таблице 1 Приложения к настоящей Методике, доли единиц;
OT – количество других материалов, загружаемых в печь, тонн;
COT – содержание углерода в других материалах, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.
IOUT – количество выплавленного чугуна, тонн;
CI,out – содержание углерода в произведенном чугуне, согласно таблице 1 Приложения к настоящей Методике, доли единиц;
NM –количество произведенного неметаллического продукта, тонн;
CNM – содержание углерода в произведенном неметаллическом продукте, доли единиц;
BFGout – количество произведенного доменного газа и удаленного из рабочей зоны, тонн;
CBFG,out – содержание углерода в произведенном доменном газе, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.
RBF – количество пыли, улавливаемого газоочистными установками доменного цеха, тонн;
CR,BF – содержание углерода в пыли доменного цеха, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия в соответствии с пунктом 8 статьи 186 Кодекса.

ECO2, BDF = [(IBDFinput × CBDFinput)+ (SCBDF × CSC,BDF)+ (FLBDF× CFL,BDF)+ (CARBDF× CCAR,
BDF) – (STBDF × CST,BDF) – (SLBDF × CSL,BDF) – (BOGout× CBDG,out) – (RBDF× CR,BDF)]
× 44/12, (5),
где:
ECO2,BDF – выбросы СО2 от производства стали в кислородном конвертере, тонн СО2;
IBDFinput – количество чугуна, загруженного в конверторную печь, тонн;
CBDFinput – содержание углерода в чугуне, загруженного в конверторную печь, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
SCBDF – количество железного скрапа, загруженного в конвертер, тонн;
CSC,BDF – содержание углерода в скрапе, загруженного в кислородный конвертер, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
FLBDF – количество флюсовых материалов, загруженных в кислородный конвертер, тонн;
CFL,BDF – содержание углерода во флюсовых материалах кислородного конвертера, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, доли единиц;
CARBDF – количество углеродосодержащих технологических материалов, загруженных в конверторную печь, тонн;
CCAR,BDF – содержание углерода в углеродосодержащих технологических материалах конверторной печи, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, доли единиц;
STBDF – количество выплавленной стали конверторным способом, тонн;
CST,BDF – содержание углерода в выплавленной конверторной стали, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, доли единиц;
SLBDF – количество полученного шлака в конверторной печи, тонн;
CSL,BDF – содержание углерода в шлаке конверторной печи, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
BOGou– количество полученного конверторного газа, удаленного из печи и направленного на другие переделы, тонн;
CBDG,out – содержание углерода в конверторном газе, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
RBDF– количество шлака и пыли, улавливаемого газоочистными установками конверторного цеха, тонн;
CR,BDF – содержание углерода в шлаке и пыли конверторного цеха, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

ECO2, EAF = [(IEAFinput × CEAFinput)+ (SCEAF × CSC,EAF)+ (FLEAF× CFL,EAF)+ (ELEAF
× CEL,EAF) + (CAREAF× CCAR, EAF) – (STEAF × CST,EAF) – (SLEAF × CSL,EAF) – (REAF× CR,EAF)]
× 44/12, (6),
где:
ECO2, EAF – выбросы СО2 от производства стали в ЭДП, тонн СО2;
IEAFinput – количество чугуна, загруженного в ЭДП, тонн;
CEAFinput – содержание углерода в чугуне, загруженного в ЭДП, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
SCEAF – количество железного скрапа, загруженного в ЭДП, тонн;
CSC,EAF – содержание углерода в скрапе, загруженного в ЭДП, доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
FLEAF – количество флюсовых материалов, загруженных в ЭДП, тонн;
CFL,EAF – содержание углерода во флюсовых материалах ЭДП, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, доли единиц;
ELEAF – количество используемых электродов ЭДП, тонн;
CEL,EAF – содержание углерода в электродах ЭДП, доли единиц;
CAREAF – количество углеродосодержащих технологических материалов, загруженных в ЭДП, тонн;
CCAR, EAF – содержание углерода в углеродосодержащих технологических материалах ЭДП, согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике, доли единиц;
STEAF – количество выплавленной стали в ЭДП, тонн;
CST,EAF – содержание углерода в выплавленной в ЭДП стали, доли единиц;
SLEAF – количество полученного шлака ЭДП, тонн;
CSL,EAF – содержание углерода в шлаке ЭДП, доли единиц;
REAF– количество шлака и пыли, улавливаемого газоочистными установками электродугового производства, тонн;
CR,EAF – содержание углерода в шлаке и пыли электродугового производства, доли единиц.

EСО2= ∑ni=1 (Мi× ЕFi× Fi) , (7),
где:
EСО2 - выбросы СО2 от других процессов с использованием карбонатов, тонны
Мi – масса потребленного карбоната «i», тонны. Показатель принимается оператором установки по фактическим данным за вычетом содержания влаги и примесей (при наличии соответствующих данных) полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
ЕFi – коэффициент выбросов для карбоната «i», тонны СО2/ тонна карбоната согласно таблице 2 приложения к настоящей Методике.
При отсутствии соответствующих анализов характеристик значения коэффициентов выбросов для карбоната, коэффициенты принимаются согласно таблице 3 приложения к настоящей Методике, или при отсутствии необходимых данных рассчитываются как стехиометрическое отношение молекулярной массы СО2 к молекулярной массе карбоната.
Fi - степень кальцинирования, достигнутая для карбоната «i», дробь. При отсутствии информации по степени кальцинирования конкретного карбоната, степень кальцинирования равна 1,00;
«i» - один из используемых карбонатов.
Еm – годовой выброс СО2 от применения флюса, тонн СО2;
Т – расход флюса за год, тонн;
F1 – коэффициент выбросов СО2 для флюса, тонн CO2/терраджоуль.

14. Окатыши являются основным компонентом железосодержащей части шихты в доменном производстве для получения чугуна наряду с агломератом, которые получают путем переработки железосодержащего сырья (пылевидной руды и добавок) при очень высокой температуре. Производство включает размол, сушку, окатывание и термическую обработку сырья. В качестве топлива на фабриках окатышей используется природный газ или уголь.

- расход топлива по фактическим данным установки за отчетный период;
- содержание углерода на рабочую массу сжигаемого топлива по результатам анализа.
При единицах измерения, отличных от тонны, оператор установки переводит данные единицы измерения в тонны для согласования размерностей. При отсутствии коксовой мелочи показатель принимается равным нулю.

ECO2, pellet = [ПГокат× CПГ+КМокат × CКМ+ Σa (PMpellet a × Cpelleta) – SOGout × CSOG ] × 44/12, (8),
где:
ECO2, pellet– выбросы СО2 при производстве окатышей, тонн СО2;
ПГокат – количество природного газа для производства окатышей, ГДж;
CПГ – содержание углерода в природном газе, доли единиц. Оператор установки использует данные о содержании углерода в топливе, предоставленные поставщиком топлива, либо осуществляет анализ содержания углерода на рабочую массу топлива в собственной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
КМокат – количество коксовой мелочи, израсходованной для производства окатышей, при отсутствии коксовой мелочи показатель принимается равным нулю, ГДж;
CКМ -содержание углерода в коксовой мелочи, доли единиц. Показатель определяется по лабораторным исследованиям в собственной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
PMpelleta – количество другого технологического материала «а», израсходованного для производства окатышей и перечисленных в виде отдельных компонентов, тонн;
Cpelleta – содержание углерода в технологическом материале типа «а», доли единиц. Показатель определяется по лабораторным исследованиям в собственной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
SOGout – количество отходящего газа от производства окатышей, транспортированного на другую установку, ГДж;
CSOG – содержание углерода в отходящем газе от производства окатышей, доли единиц. Показатель определяется по лабораторным исследованиям в собственной производственной лаборатории или в независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

Приложение
к Методике по расчету выбросов парниковых газов от производства чугуна, стали, агломератов и окатышей
Таблица 1
Коэффициенты выбросов СН4 по умолчанию для производства кокса, чугуна и стали
Про­цесс
Ко­эф­фи­ци­ент вы­бро­сов
Ис­точ­ник
Про­из­вод­ство кок­са
0,1 г на тон­ну про­дук­ции кок­са
Про­из­вод­ство кок­са: Integrated Pollution Prevention and Control
(IPPC) Best Available Techniques Reference Document on the
Production of Iron and Steel, European IPPC Bureau, де­кабрь
2001­го­да, таб­ли­ца 6.2-3, стр. 122.
http://​eippcb.​jrc.​es/​pages/​FAc​tivi​ties.​htm
Про­из­вод­ство аг­ло­ме­ра­та
0,07 кг на тон­ну
про­дук­ции
аг­ло­ме­ра­та
EMEP/CORINAIR Emission Inventory Guidebook (EEA, 2005).
Про­цес­сы с кон­так­том: за­во­ды аг­ло­ме­ра­та и ока­ты­шей (за
ис­клю­че­ни­ем сжи­га­ния 030301) Таб­ли­ца 8.2a (Ко­эф­фи­ци­ен­ты
вы­бро­сов для га­зо­об­раз­ных ве­ществ)
При­ме­ча­ние: В этом раз­де­ле опи­сан ме­тод уров­ня 1 по умол­ча­нию и бо­лее точ­ный ме­тод уров­ня 3 на уровне за­во­да для оцен­ки вы­бро­сов СН4 от про­из­вод­ства аг­ло­ме­ра­та или же­ле­за; оба ме­то­да ана­ло­гич­ны тем, что при­ме­ня­ют­ся для оцен­ки вы­бро­сов СО2. Ме­тод уров­ня 2 от­сут­ству­ет.
Для за­во­дов аг­ло­ме­ра­та, ра­бо­та­ю­щих на кок­со­вой ме­ло­чи, ко­эф­фи­ци­ент вы­бро­сов ра­вен 50 мг СН4 на МДж, а по­треб­ле­ние кок­са – от 38 до 55 кг кок­са на тон­ну аг­ло­ме­ра­та. Это со­от­вет­ству­ет сред­не­му ко­эф­фи­ци­ен­ту вы­бро­сов 0,07 кг СН4 на тон­ну аг­ло­ме­ра­та при зна­че­нии по умол­ча­нию 28,2 ТДж/ГДж кок­са.
Таблица 2
Содержание углерода в углеродосодержащих технологических материалах
Тех­но­ло­ги­че­ские ма­те­ри­а­лы
Уг­ле­род­ное со­дер­жа­ние,
тонн уг­ле­ро­да/тонн
Кок­со­вый шлам
0,2239
Ко­лош­ни­ко­вая пыль
0,204
Смо­ла ка­мен­но­уголь­ная
0,91
Бен­зол
0,92
Наф­та­лин
0,94
Из­вест­няк
0,12
До­ло­мит
0,13
Чу­гун
0,04
Чу­гун­ный лом
0,04
Сталь
0,01
Же­лез­ный лом
0,01
Таблица 3
Молекулярные веса и содержание диоксида углерода
для основных видов карбонатов
Кар­бо­нат
На­зва­ние ми­не­ра­ла
Мо­ле­ку­ляр­ный вес
Ко­эф­фи­ци­ент вы­бро­са (тон­ны СО2/ тон­ну кар­бо­на­та)*
Са­СО3
Каль­цит** или ара­го­нит
100,0869
0,43971
MgCO3
Маг­не­зит
84,3139
0,52197
CaMg(CO3)
До­ло­мит **
184,4008
0,47732
FeCO3
Си­де­рит
115,8539
0,37987
Ca(Fe,Mg,Mn)(CO3)2
Ан­ке­рит***
185,0225-215,6160
0,40822-0,47572
MnCO3
Ро­до­хро­зит
114,9470
0,38286
Na2CO3
Кар­бо­нат на­трия или каль­ци­ни­ро­ван­ная со­да
106,0685
0,41492
Примечание: источник: 1) CRC Handbook of Chemistry and Physics (2004);

* Доля выделившегося в атмосферу СО2 при условии 100%-ного кальцинирования, т.е. 1 тонна кальцита при полном кальцинировании дает 0,43971 тонны СО2;
**Кальцит – основной минерал в составе известняка. Такие термины, как высокомагнезиальный известняк или доломитовый известняк, относятся к относительно небольшим количествам замещения Са на Mg в обычно применяемой формуле известняка СаСО3;
*** Интервал молекулярного веса, показанный для анкерита, предполагает присутствие Fe, Mg и Mn в количествах не менее 1,0 процента.

Приложение 5 к приказу
Министр экологии и
природных ресурсов
Республики Казахстан
от 17 января 2023 года
№ 9
Методика по расчету выбросов парниковых газов от производства цемента и извести

1. Настоящая Методика по расчету выбросов парниковых газов от производства цемента и извести (далее – Методика) разработана в соответствии с пунктом 3 статьи 294 Экологического кодекса Республики Казахстан (далее – Кодекс) и предназначена для расчетов выбросов парниковых газов от производства цемента и извести.
Производственные процессы от сжигания топлива на печах (высокотемпературная переработка сырья в печах, с целью протекания химических реакций и извлечение полезных компонентов), рассчитываются в соответствии с международными методиками по расчету выбросов парниковых газов.

Иные термины и определения, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с экологическим законодательством Республики Казахстан.

6. При наличии на установке нескольких технологических линий, работающих в разных режимах, выпускающих различные типы клинкера и работающих на разном сырье, субъект квотирования расчеты выбросов СО2 ведет отдельно от каждой группы и по каждой технологической линии источников. Полученные значения выбросов СО2 суммируются.

Ecalcin,RM,y= CLNKy× EFcli,y ,
(1),
где:
Ecalcin,RM,y – выбросы СО2 от декарбонизации сырья в печи для производства клинкера в период «у», тонн СО2-эквивалент;
CLNKy – количество произведенного клинкера в период «у», тонн;
EFcli,y – коэффициент выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера в период «у», тонн СО2-эквивалент. Показатель рассчитывается в соответствии с формулой, указанной в пункте 14 настоящей Методики.
При единице измерения - тонна, округление производится до трех цифр после запятой.

CLNKy=CEMy –MICy + CLNKstken,y – CLNKsrkbgn,y–CLNKpurchased,y+ CLNKsold,y ,
(2),
где:
CLNKy – количество клинкера за период «у», тонн;
CEMy – количество цемента, произведенного за период «у», тонн. Показатель рассчитывается в соответствии с формулой, указанной в пункте 10 настоящей Методики.
MICy – количество минеральных добавок, использованных для производства цемента в период «y», тонн. Показатель рассчитывается в соответствии с формулой, указанной в пункте 10 настоящей Методики.
CLNKstken,y – количество запасов клинкера в хранилищах в конце периода «y», тонн;
CLNKsrkbgn,y – количество запасов клинкера в хранилищах в начале периода «y», тонн;
CLNKpurchased,y – количество закупленного клинкера в периоде «y», тонн;
CLNKsold,y– количество проданного на сторону клинкера в периоде «y», тонн.

Показатель: Количество цемента

CEMy = SLSy – CEMstkend,y + CEMstkbgn,y ,
(4),
где:
CEMy – количество цемента, произведенного за период «у», тонн;
SLSy – количество отпущенного потребителям цемента в периоде «y», тонн;
CEMstkend,y – количество запасов цемента в конце периода «y», тонн;
CEMstkbgn,y – количество запасов цемента в начале периода «y», тонн.
При внутреннем перемещения цемента, субъект квотирования учитывает и отражает количество цемента, отпущенного потребителям.

11. Для определения коэффициента выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера, субъект квотирования берет данные о содержании оксидов кальция и магния в клинкере, полученные по результатам собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
Также при расчете, субъект квотирования учитывает поправку на некарбонатные источники оксидов кальция и магния в клинкере.

12. При использовании золы и шлаков для производства клинкера, исходное сырье содержит некарбонатные источники оксидов магния и кальция либо при природном содержании некарбонатных оксидов кальция и магния в исходном сырье, в коэффициент выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера вводится соответствующая поправка, рассчитываемая по формуле согласно пункту 14 настоящей Методики.

Показатель: Коэффициент выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера

,
(5),
где:
EFcli,y – коэффициент выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера в период «у», тонн СО2-эквивалент/тонн;
MWCO2 – молярная масса СО2, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, грамм/моль;
MWCaO – молярная масса оксида кальция, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, грамм/моль;
MWMgO – молярная масса оксида магния, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, грамм/моль;
fCaO,CLNK,y – доля содержания оксида кальция (средневзвешенная) в клинкере в периоде «у», доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лабораторией, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
fMgO,CLNK, y – доля содержания оксида магния (средневзвешенная) в клинкере в периоде «у» определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
CORRnon - carb,y – поправка на некарбонатные оксиды кальция и магния в сырье в периоде «y», тонн СО2-эквивалент. Показатель рассчитывается в соответствии с формулой, указанной в пункте 14 настоящей Методики.
CORRsil,y – поправка на силикаты кальция и магния в сырье в периоде «y», тонн СО2-эквивалент. Показатель рассчитывается в соответствии с формулой, указанной в пункте 15 настоящей Методики.

,
(6),
где:
CORRnon - carb, y – поправка на некарбонатные оксиды кальция и магния в сырье в периоде «y», тонн СО2-эквивалент;
RMy – количество сырья, использованного для производства клинкера в период «у», тонн;
fCaO,RM,y – доля содержания некарбонатного оксида кальция (средневзвешенная) в сырье в периоде «у», доли единицы.
Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
fMgO,RM,y – доля содержания некарбонатного оксида магния (средневзвешенная) в сырье в периоде «у», доли единицы. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

,
(7),
где:
RMsil,y – количество силикат-содержащего сырья, использованного для производства клинкера в период «у», тонн;
– доля содержания кальция (средневзвешенная) в силикат-содержащем сырье в периоде «у», доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
– доля содержания магния (средневзвешенная) в силикат-содержащем сырье в периоде «у», доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
MWCa – молярная масса кальция, равная 40,078 грамм/моль;
MWMg – молярная масса магния, равная 24,305 грамм/моль.

При расчете коэффициента выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера, соответствующее значение (без поправки на цементную пыль) составляет 0,5101 тонн СО2-эквивалент.

Первый поток состоит из пыли отбора, состоящей из сбросов пыли из сырьевой муки с высокой степенью декарбонизации либо полностью декарбонизированной. Отбор данной пыли из печи производится для контроля подачи циркулирующих элементов (щелочей, серы, хлора), особенно при производстве низко-щелочного клинкера.

,
(8),
где:
Ecalcin,BD,y – выбросы СО2 от декарбонизации сырья в составе цементной пыли из отбора в период «у», тонн СО2-эквивалент;
BDy – количество цементной пыли из отбора, которая не возвращается в печь в период «у», тонн. Показатель определяется по результатам замеров собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
EFcli, y – коэффициент выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера в период «у», тонн СО2-эквивалент. Показатель определяется по результатам замеров собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.

21. Второй поток цементной пыли состоит из потерянной для системы пыли, которая образуется из сбросов пыли из системы пылегазоочистки печи и электрофильтров. Эта пыль кальцинирована частично, а при сухом способе производства не кальцинирована полностью. К этой категории относится также выброс цементной пыли из дымовой трубы установки, который получают на основе регулярных анализов содержания цементной пыли в дымовых газах после системы пылеулавливания.
Показатель: Выбросы СО2 от декарбонизации сырья цементной пыли из фильтров и потерянной пыли, которая не возвращается в печь

,
(9),
где:
Ecalcin, CKD,y – выбросы СО2 от декарбонизации сырья в составе цементной пыли, которая не возвращается в печь в период «у», тонн СО2-эквивалент;
CKDy – количество цементной пыли, которая не возвращается в печь в период «у», тонн. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
EFCKD,y – коэффициент выбросов СО2 от кальцинации потерянной цементной пыли в период «у», тонн СО2-эквивалент. Показатель рассчитывается согласно формуле, указанной в пункте 22 настоящей Методики.

Субъект квотирования определяет степень кальцинации потерянной цементной пыли путем анализа массовой доли карбонатного СО2 в цементной пыли и в сырьевой муке, который проводится методом потери веса на прокаливании, титрировании либо инфракрасного определения СО2.
Показатель: Коэффициент выбросов СО2 от кальцинации потерянной цементной пыли

(10),
где:
EFCKD,y – коэффициент выбросов СО2 от кальцинации потерянной цементной пыли в период «у», тонн;
EFcli,y – коэффициент выбросов СО2 от кальцинации для производства клинкера в период «у», тонн СО2-эквивалент. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
dCKD,y – степень кальцинации потерянной цементной пыли в период «у», доли единиц.

(11),
где:
dCKD,y – степень кальцинации потерянной цементной пыли в период «у», доли единиц;
– массовая доля содержания карбонатного СО2 в потерянной цементной пыли период «у», доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
– массовая доля содержания карбонатного СО2 в сырьевой муке в период «у», доли единиц. Показатель определяется по результатам лабораторных исследований, в собственной производственной или независимой лаборатории, аккредитованной в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан об аккредитации в области оценки соответствия, согласно пункту 8 статьи 186 Кодекса.
При отсутствии соответствующих анализов характеристик цементной пыли и сырьевой муки, субъект квотирования применяет значения для степени кальцинации потерянной цементной пыли, указанные в таблице 2 приложения к настоящей Методике.

24. Сырьевые материалы, используемые в цементном производстве, содержат незначительную долю органического углерода. В результате воздействия высоких температур в обжиговой печи углерод окисляется, приводя к выбросам СО2. Доля этих выбросов в общем балансе выбросов установки незначительна и редко превышает 1 %. Но в некоторых случаях, например, при использовании золы и шлаков в качестве сырья, этот источник выбросов является значительным.
Показатель: Выбросы СО2 от окисления органического углерода в составе сырья в печи

(12),
где:
ETOC,y – выбросы СО2 от окисления органического углерода в составе сырья в печи в период «у», тонн СО2-эквивалент;
RMy – количество сырья, использованного для производства клинкера в период «у», тонн;
fTOCRM,y – массовая общая доля содержания органического углерода в сырье в период «у», доли единиц;
MWCO2 – молярная масса СО2, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, грамм/моль;
MWC – молярная масса углерода, согласно таблице 1 приложения к настоящей Методике, грамм/моль.
Субъект квотирования применяет значение по умолчанию для массовой общей доли содержания органического углерода в сырье равное 0,002, при отсутствии соответствующих анализов характеристик сырья.