Действующий
- 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 
, (2.5)
- 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.
) 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 |
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 |
3.1. 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.
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)
- 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 
,
;
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.
) 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.
( ) 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 |
4.1. Данная категория источников выбросов парниковых газов включает выбросы 
от промышленных процессов связанных с переработкой нефти на нефтеперерабатывающих предприятиях, возникающие в результате стационарного сжигания топлива, сжигания углеводородных смесей в факелах, каталитических процессов крекинга и риформинга, прокалки кокса и производства водорода, а также выбросы 
от сжигания углеводородных смесей в факелах.
от промышленных процессов связанных с переработкой нефти на нефтеперерабатывающих предприятиях, возникающие в результате стационарного сжигания топлива, сжигания углеводородных смесей в факелах, каталитических процессов крекинга и риформинга, прокалки кокса и производства водорода, а также выбросы от сжигания углеводородных смесей в факелах.
4.2. Потенциальные выбросы парниковых газов в нефтеперерабатывающем производстве, связанные также с производством нефтяного кокса и окисленных битумов, сероочисткой, неорганизованными выбросами в результате утечек газообразного топлива, являются незначительными и могут не оцениваться.
4.3. Данная категория источников выбросов не включает выбросы парниковых газов от стационарного сжигания топлива, не связанного непосредственно с процессами нефтепереработки, а также выбросы при аварийных и чрезвычайных ситуациях. Выбросы 
и 
, потенциально возникающие при переработке нефти, не учитываются.
и , потенциально возникающие при переработке нефти, не учитываются.
4.4. Количественное определение выбросов 
от стационарного сжигания топлива в технологических процессах нефтепереработки выполняется в соответствии с разделом "Стационарное сжигание топлива" приложения N 2 к методическим указаниям.
от стационарного сжигания топлива в технологических процессах нефтепереработки выполняется в соответствии с разделом "Стационарное сжигание топлива" приложения N 2 к методическим указаниям.
4.5. Количественное определение выбросов 
от сжигания углеводородных смесей в факелах на нефтеперерабатывающих предприятиях выполняется в соответствии с разделом "Сжигание в факелах" приложения N 2 к методическим указаниям.
от сжигания углеводородных смесей в факелах на нефтеперерабатывающих предприятиях выполняется в соответствии с разделом "Сжигание в факелах" приложения N 2 к методическим указаниям.
4.6. Количественное определение выбросов 
от каталитических процессов переработки нефти, возникающих при выжиге кокса катализаторов (регенерации катализаторов) выполняется по формуле (4.1):
от каталитических процессов переработки нефти, возникающих при выжиге кокса катализаторов (регенерации катализаторов) выполняется по формуле (4.1):
, (4.1)
- выбросы 
от регенерации катализаторов за период у, 
;
- выгорание кокса на катализаторе в регенераторах установок каталитических процессов нефтепереработки за период у, т;
- содержание углерода в коксе за период у, т С/т кокса;
.
Масса кокса, выжигаемого при регенерации катализаторов (
) принимается по фактическим данным организации за отчетный период. Содержание углерода в коксе (
) определяется по фактическим данным организации за отчетный период или поставщика катализаторов, а при отсутствии таких данных принимается по умолчанию равным 0,94 т С/т кокса. Масса сгоревшего углерода при регенерации катализатора (
) может определяться по фактическим данным измерений в соответствии с пунктами 4.6.1, 4.6.2.
) принимается по фактическим данным организации за отчетный период. Содержание углерода в коксе ( ) определяется по фактическим данным организации за отчетный период или поставщика катализаторов, а при отсутствии таких данных принимается по умолчанию равным 0,94 т С/т кокса. Масса сгоревшего углерода при регенерации катализатора ( ) может определяться по фактическим данным измерений в соответствии с пунктами 4.6.1, 4.6.2.
, (4.1.1)