Действующий
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.
4.6.1. Для процесса каталитического крекинга, в котором регенерация катализатора происходит непрерывно, масса сгоревшего углерода определяется по формулам:
, (4.1.1)
- масса сгоревшего углерода при регенерации катализатора за период y, т;
- масса сырья, переработанного за период у, т;
- средневзвешенный выход углерода за период y, для которого определяется выброс парниковых газов, % мас.
, (4.1.2)
- расчетный выход углерода, одного из нескольких измерений, выполненных за период времени, для которого определяется выброс парниковых газов, % мас;
- масса сырья, переработанного за период времени между i-тым и i+1 определением выхода углерода, т;
n - количество измерений каталитического крекинга за период у, для которого определяется выброс парниковых газов.
, (4.1.3)
Выход углерода каталитического крекинга (
) определяется путем одновременной фиксации массовых расходов сырья и продуктов установки каталитического крекинга, измерения расхода дымовых газов регенератора, давления, температуры газов, также концентрации СО, 
в отходящих газах. По данным измерений составляется материальный баланс установки, производится расчёт массы углерода сжигаемого на катализаторе в единицу времени на момент фиксации параметров. Выход углерода определяется делением массы углерода, сжигаемого на катализаторе в единицу времени на расход сырья в момент фиксации параметров.
) определяется путем одновременной фиксации массовых расходов сырья и продуктов установки каталитического крекинга, измерения расхода дымовых газов регенератора, давления, температуры газов, также концентрации СО, в отходящих газах. По данным измерений составляется материальный баланс установки, производится расчёт массы углерода сжигаемого на катализаторе в единицу времени на момент фиксации параметров. Выход углерода определяется делением массы углерода, сжигаемого на катализаторе в единицу времени на расход сырья в момент фиксации параметров.