- количество молей углерода на моль i-компонента углеводородной смеси;

- коэффициент недожога j-углеводородной смеси на факельной установке за период у, доля;

- плотность диоксида углерода ( ), (принимается по таблице 1.2).

, (2.3)

где

- коэффициент выбросов от сжигания j-углеводородной смеси на факельной установке за период у, ;

- содержание в j-углеводородной смеси за период у, % мас.;

- содержание i-компонента (кроме ) в j-углеводородной смеси, % мас.;

- количество молей углерода на моль i-компонента углеводородной смеси;

- молярная масса i-компонента газообразного топлива, г/моль;

- коэффициент недожога j-углеводородной смеси на факельной установке за период у, доля;

- плотность j-углеводородной смеси за период у, ;

44,011 - молярная масса .

Расчет коэффициента выбросов :

, (2.4)

где

- коэффициент выбросов от сжигания j-углеводородной смеси на факельной установке за период у, ;

- содержание в j-углеводородной смеси за период у, % об. (% мол.);

- коэффициент недожога j-углеводородной смеси на факельной установке за период у, доля;

- плотность метана, (принимается по таблице 1.2)

, (2.5)

где

- коэффициент выбросов от сжигания j-углеводородной смеси на факельной установке за период у, ;

- содержание в j-углеводородной смеси за период у, % мас;

- коэффициент недожога j-углеводородной смеси на факельной установке за период у, доля.

2.7. При отсутствии фактических данных по компонентному химическому составу углеводородной смеси, сжигаемой на факельной установке за отчетный период, используются значения коэффициентов выбросов, представленные в таблице 2.1 приложения N 2 к методическим указаниям, либо иные справочные данные в соответствии с пунктом 12 методических указаний.

2.8. Коэффициент недожога углеводородной смеси на факельной установке ( ) определяется экспериментально или принимается в соответствии с таблицей 2.2 приложения N 2 к методическим указаниям в зависимости от условий сжигания углеводородных смесей (бессажевое/сажевое сжигание). При отсутствии фактических данных об условиях сжигания углеводородных смесей на факельной установке (бессажевом/сажевом сжигании) значения коэффициента недожога ( ) принимается для месторождений или перерабатывающих предприятий в соответствии с таблицей 2.2.

Таблица 2.1 - Коэффициенты выбросов парниковых газов при сжигании углеводородных смесей на факельных установках, применяемых при отсутствии фактических данных о компонентном составе сжигаемой углеводородной смеси

N	Вид углеводородной смеси	Коэффициент выбросов ( )		Коэффициент выбросов ( ), % об.
		т/т		т/т
1	Газ природный	2,6986	1,8263	0,0006	0,0004
2	Попутный нефтяной газ	2,6121	3,3689	0,0041	0,0053
3	Газ дегазации угольных пластов	1,8863	1,6294	0,0206	0,0178
4	Газ газоконденсатных месторождений	2,7470	2,0245	0,0005	0,0004

Таблица 2.2 - Коэффициенты недожога углеводородной смеси на факельной установке

N	Условия сжигания на факельной установке	Коэффициент недожога, доля
1	Бессажевое сжигание (в том числе природного газа, некондиционных газовых и газоконденсатных смесей)	0,0006
2	Сажевое сжигание (в том числе некондиционного углеводородного конденсата)	0,035
3	Нефтяные, газоконденсатные и газовые месторождения	0,02
4	Нефтеперерабатывающие, нефтехимические, химические, металлургические и прочие предприятия	0,005

3. Фугитивные выбросы

3.1. Категория источников "фугитивные выбросы" включает организованные и неорганизованные выбросы и в атмосферу, возникающие в результате технологических операций, осуществляемых при добыче, транспортировке, хранении и переработки нефти и природного газа, а также при добыче угля подземным способом.

3.2. В количественное определение фугитивных выбросов парниковых газов в организациях включаются организованные постоянные или залповые выбросы в результате удаления технологических газов в атмосферу через свечи и дефлекторы (отведение, рассеивание, стравливание) без сжигания или каталитического окисления. Технологические операции, приводящие к фугитивным выбросам, связанные с нефтью и газом, включают продувки скважин, технологических трубопроводов, участков газопроводов, технологического оборудования; стравливание из технологического оборудования, из коммуникаций, участков газопроводов; вытеснение воздуха газом; выветривание (дегазация); пуски, остановки, изменение режимов работы газоперекачивающих агрегатов, а также технологические операции, осуществляемые при добыче угля подземным способом (дегазация сопутствующих газов из угольных пластов и вентиляция воздуха угольных шахт).

3.3. В количественное определение фугитивных выбросов парниковых газов в организациях не включаются неорганизованные выбросы в результате утечек из технологического оборудования через сварные швы, фланцевые и резьбовые соединения, сальниковые уплотнения, штоки кранов, выбросы от добычи угля открытым способом, низкотемпературного окисления и неконтролируемого сжигания угля после добычи, выбросы от закрытых скважин и угольных шахт, выбросы при аварийных и чрезвычайных ситуациях.

3.4. Выбросы от стационарного сжигания топлива для технологических и энергетических целей и сжигания в факелах, осуществляемых при операциях, связанных с добычей и переработкой нефти, природного газа и угля, учитываются с использованием методов, изложенных в разделах "Стационарное сжигание топлива", "Нефтепереработка", "Производство кокса", "Нефтехимическое производство", "Черная металлургия" приложения N 2 к методическим указаниям.

3.5. Количественное определение фугитивных выбросов парниковых газов осуществляется расчетным методом на основе данных о расходе углеводородной смеси для осуществления технологических операций или объеме их отведения (стравливания, рассеивания) без сжигания или каталитического окисления. Расчет выполняется по формуле (3.1):

, (3.1)

где

- фугитивные выбросы i-парникового газа за период у, т;

- расход j-углеводородной смеси на технологические операции (объем отведения без сжигания) за период у, ;

- содержание i-парникового газа в j-углеводородной смеси за период у, % об.;

- плотность i-парникового газа, (принимается по таблице 1.2);

i - , ;

j - вид углеводородной смеси;

n - количество видов углеводородных смесей, используемых на технологические операции (отводимых без сжигания).

3.6. Расход углеводородной смеси на технологические операции и объем отведения углеводородных смесей без сжигания ( ) определяется по фактическим инструментальным или расчетным данным за отчетный период.

3.7. При отсутствии фактических данных по компонентному химическому составу углеводородных смесей значения содержания ( ) и ( ) принимаются согласно данным, приведенным в таблице 3.1 приложения N 2 к методическим указаниям, либо иным справочным данным в соответствии с пунктом 12 методических указаний.

Таблица 3.1 - Значения концентрации метана и диоксида углерода для определения фугитивных выбросов, применимых при отсутствии фактических данных компонентного состава углеводородной смеси

N	Вид углеводородной смеси	Содержание ( ), % об.	Содержание ( ), % об.
1	Газ природный (сероводородсодержащие месторождения)	51,5	14,2
2	Газ природный	98,4	0,04
3	Попутный нефтяной газ	89,8	8,4
4	Газ дегазации угольных пластов	76,0	10,6