СТО Газпром 102-2011

  Главная      Учебники - Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Стандарт организации

 

ИНВЕНТАРИЗАЦИЯ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ


 

СТО Газпром 102-2011


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

 


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ИНВЕНТАРИЗАЦИЯ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ


 

СТО Газпром 102-2011


 

Издание официальное


 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2012

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН


     

  2. ВНЕСЕН


     

  3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Обществом с ограниченной ответственностью «Научно- исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»


 

Управлением энергосбережения и экологии Департамента по транспортировке, подземному хранению и использова- нию газа ОАО «Газпром»


 

распоряжением ОАО «Газпром» от 29 июля 2011 г. № 486


 

© ОАО «Газпром», 2011

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2012


 


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины, определения и сокращения 3

  4. Общие положения 5

  5. Порядок проведения инвентаризации (учета) выбросов парниковых газов

    (диоксида углерода и метана) 6

  6. Характеристика источников выбросов парниковых газов (диоксида углерода

    и метана) по видам деятельности ОАО «Газпром» (добыча, транспорт, переработка, хранение природного газа и газового конденсата), дочерним обществам

    ОАО «Газпром», видам используемого топлива 7

  7. Алгоритм расчета выбросов парниковых газов (диоксида углерода и метана)

    для проведения инвентаризации (учета) выбросов парниковых газов ОАО «Газпром» 8

    1. Расчетные коэффициенты для оценки выбросов диоксида углерода 8

    2. Расчет выбросов метана от технологических установок (оборудования) 9

    3. Расчет выбросов диоксида углерода от топливоиспользующего оборудования 9

  8. Инвентаризация (учет) выбросов парниковых газов (диоксида углерода и метана) 10

    1. Инвентаризация выбросов метана при технологических операциях на объектах

      ОАО «Газпром» 10

    2. Инвентаризация выбросов диоксида углерода при сжигании природного газа 10

  9. Порядок составления отчета по инвентаризации (учету) выбросов парниковых

газов (диоксида углерода и метана) 11

Приложение А (рекомендуемое) Алгоритм расчета выбросов диоксида углерода

и метана 12

Приложение Б (справочное) Формы учета объемов природного газа, используемых

для расчета выбросов диоксида углерода и метана 18

Приложение В (справочное) Характеристика стационарных источников выбросов диоксида углерода и метана в результате технологических операций

с использованием природного газа 25

Приложение Г (справочное) Примеры расчета выбросов диоксида углерода и метана. 31

Приложение Д (справочное) Формы представления результатов инвентаризации (учета) выбросов диоксида углерода и метана с примерами

их заполнения 39

Библиография 43

III

Введение

Настоящий стандарт разработан с целью совершенствования природоохранной дея- тельности на основе установления единой процедуры учета источников выбросов парниковых газов (диоксида углерода и метана), расчета количества выбросов из каждого типа источников, обеспечения качества информации о выбросах парниковых газов от объектов ОАО «Газпром». Положения настоящего стандарта основаны на требованиях Федеральных законов [1],

[2], [3], Распоряжений [4], [5], Приказа [6] и иных законодательств Российской Федерации,

Рамочной конвенции [7].

При разработке настоящего стандарта использованы опыт практической деятельности ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по охране атмосферного воздуха, по обращению с выбросами пар- никовых газов, данные о выбросах парниковых газов и их источниках, предоставленные до- черними обществами и организациями ОАО «Газпром».

Настоящий стандарт разработан по договору между ОАО «Газпром» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» от 14 июня 2010 г. № 2116-0850-10-1.

Настоящий стандарт разработан авторским коллективом в составе: к. т. н. Г.С. Акопова, к. т. н. Е.В. Косолапова, А.Е. Замыслова.

image

image

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ» ИНВЕНТАРИЗАЦИЯ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ


 

Дата введения – 2012-03-30


 

  1. Область применения


     

    1. Настоящий стандарт устанавливает основные требования к проведению инвентари- зации выбросов парниковых газов на объектах добычи, транспорта, хранения и переработки газа горючего природного (далее – природного газа) и газового конденсата дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» со 100 % долевым участием ОАО «Газпром».

    2. Настоящий стандарт устанавливает порядок расчета выбросов парниковых газов (диоксида углерода и метана) в атмосферу в результате эксплуатации технологических уста- новок (оборудования) и выполнения технологических операций на объектах ОАО «Газпром».

    3. Настоящий стандарт предназначен для применения в структурных подразделениях, дочерних обществах и организациях ОАО «Газпром», а также в научных и иных организациях, осуществляющих инвентаризацию выбросов парниковых газов, деятельность по сокращению выбросов парниковых газов от технологических объектов ОАО «Газпром», ведение экологиче- ской статистической отчетности.

      Договоры со сторонними организациями должны в обязательном порядке содержать ссылку на настоящий стандарт.


       

  2. Нормативные ссылки


     

    В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты и классификатор:

    ГОСТ 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения ГОСТ Р ИСО 14064-1-2007 Газы парниковые. Часть 1. Требования и руководство по ко- личественному определению и отчетности о выбросах и удалении парниковых газов на уров-

    не организации

    СТО Газпром 2-1.19-214-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Охрана окружающей среды на предприятиях ОАО «Газ- пром». Производственный экологический контроль и мониторинг. Термины и определения


     

    image

    Издание официальное

    СТО Газпром 2-3.5-443-2010 Документы нормативные для проектирования, строитель- ства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Расчет норм расхода природного газа на соб- ственные нужды при эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах

    СТО Газпром 3.1-2-002-2008 Система норм и нормативов расхода ресурсов, исполь- зования оборудования и формирования производственных запасов ОАО «Газпром». Мето- дика определения нормативов потерь газа горючего природного при добыче в организациях ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 3.1-2-006-2008 Система норм и нормативов расхода ресурсов, использо- вания оборудования и формирования производственных запасов ОАО «Газпром». Методика определения нормативов расхода газа горючего природного на собственные нужды добываю- щих организаций ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 3.2-3-016-2011 Система норм и нормативов расхода ресурсов, использо- вания оборудования и формирования производственных запасов ОАО «Газпром». Методи- ка определения нормативных технологических потерь природного газа, газового конденсата, нефти на перерабатывающих объектах ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 3.2-3-017-2011 Система норм и нормативов расхода ресурсов, использо- вания оборудования и формирования производственных запасов ОАО «Газпром». Методика определения норм расхода и нормативной потребности природного газа на собственные тех- нологические нужды перерабатывающих объектов ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 3-2005 Кадастр выбросов парниковых газов. Общие требования к содер- жанию и оформлению

    СТО Газпром 11-2005 Методические указания по расчету валовых выбросов углеводоро- дов (суммарно) в атмосферу в ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 027-2006 Типовая программа оценки эмиссии природного газа на объек- тах ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 031-2007 Методика проведения измерений объемов эмиссий метана в ат- мосферу на объектах ОАО «Газпром»

    СТО Газпром 060-2009 Классификатор источников выбросов загрязняющих веществ дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром»

    ОК 029-2001 (ОКВЭД) (КДЕС Ред. 1) Общероссийский классификатор видов экономи- ческой деятельности

    Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификатора по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный до- кумент заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться за- мененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

  3. Термины, определения и сокращения


     

    1. В настоящем стандарте применены следующие термины в соответствии с Федераль- ным законом [2], ГОСТ Р ИСО 14064-1, СТО Газпром 3, а также следующие термины с соот- ветствующими определениями и сокращениями:

      3.1.2 источник выброса (загрязняющего атмосферу вещества): Антропогенный объект, от которого загрязняющие вещества непосредственно поступают в атмосферный воздух (труба, вентиляционная шахта, террикон, карьер и др.).

      [СТО Газпром 2-1.19-214-2008, пункт 3.4.9]

       

      1. алгоритм расчета выбросов парниковых газов: Порядок установления массы выбро- сов парниковых газов для однотипных источников, видов топлива, структурных подразделе- ний или Общества в целом.


         


         

        3.1.3 парниковые газы: Такие газообразные составляющие атмосферы как природно-

        го, так и антропогенного происхождения, которые поглощают и переизлучают инфракрас- ное излучение: диоксид углерода (СО2), метан (СН4), закись азота (N2O), гидрофторуглероды (ГФУ), перфторуглероды (ПФУ), гексафторид серы (SF6).

        [СТО Газпром 3-2005, пункт 2.6]

         


         

        3.1.4 передвижной источник загрязнения атмосферы: Источник загрязнения атмосферы, месторасположение которого меняется во времени, преимущественно – транспортные сред- ства, работающие на минеральном топливе.

        [СТО Газпром 2-1.19-214-2008, пункт 3.4.14]

         


         

        3.1.5 потенциал глобального потепления; ПГП: Коэффициент, устанавливающий сте- пень воздействия излучающей способности одной единицы массы конкретного парникового газа относительно соответствующей единицы диоксида углерода в течение заданного перио- да времени.

        [ГОСТ Р ИСО 14064-1-2007, пункт 2.18]

         


         

        3.1.6 стационарный источник загрязнения атмосферы: Источник загрязнения атмосфе- ры, месторасположение и геометрические параметры активного сечения которого не изменя- ются во времени.

        [СТО Газпром 2-1.19-214-2008, пункт 3.4.13]

         


         

        3.1.7 эквивалент диоксида углерода СО2-экв.: Единица, используемая для сравнения из- лучающей способности парниковых газов с диоксидом углерода.

        [ГОСТ Р ИСО 14064-1-2007, пункт 2.19]

         

            1. выброс (эмиссия) метана: Поступление метана в атмосферный воздух из организо- ванного, неорганизованного источника загрязнения атмосферы.

            2. потери природного газа: Часть добываемого, транспортируемого, закачиваемого и отбираемого из подземных хранилищ газа, используемого в качестве сырья при переработ- ке газа, учитываемая при выполнении обязательных технологических операций на производ- ственных объектах в результате несовершенства процессов и оборудования, а также вследствие извлечения и сброса в окружающую среду не используемая в производстве.

        3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения: ГД – Газпром добыча;

        ГЗ – гелиевый завод;

        ГИС – газоизмерительная станция;

        ГКМ – газоконденсатное месторождение; ГПА – газоперекачивающий агрегат;

        ГПЗ – газоперерабатывающий завод; ГРС – газораспределительная станция; ГТС – газотранспортная система;

        ГТ – Газпром трансгаз; ДО – дочернее общество;

        ДКС – дожимная компрессорная станция; ЗВ – загрязняющее вещество;

        КС – компрессорная станция; КЦ – компрессорный цех;

        ЛПУ МГ – линейно-производственное управление магистральных газопроводов; ЛЧ МГ – линейная часть магистрального газопровода;

        МГ – магистральный газопровод;

        МГЭИК – Межправительственная группа экспертов по изменению климата; НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение;

        ПГП – потенциал глобального потепления; ПДВ – предельно допустимый выброс;

        ПДС – производственно-диспетчерская служба; ПХГ – подземное хранилище газа;

        РКИК ООН – Рамочная конвенция об изменении климата Организации Объединен- ных Наций;

        СОГ – станция охлаждения газа;

        СТН – собственные технологические нужды; ТИО – топливоиспользующее оборудование;

        ТЭР – топливно-энергетические ресурсы;

        УКПГ – установка комплексной подготовки газа; ЦБН – центробежный нагнетатель;

        ЭСН – электростанция собственных нужд.


         

  4. Общие положения


     

    1. Инвентаризация выбросов парниковых газов представляет собой учет выбросов, ко- торый проводится на основании отчетов по формам корпоративной отчетности об эффектив- ности использования ТЭР дочерними обществами и организациями.

    2. Инвентаризация выбросов парниковых газов на технологических объектах ДО ОАО «Газпром» осуществляется для метана и диоксида углерода, выбрасываемых в атмос- феру из стационарных источников в результате использования природного газа. Остальные парниковые газы не подлежат инвентаризации, так как их выбросы от источников ОАО «Газ- пром» являются незначительными.

    3. Выбросы диоксида углерода и метана, образующиеся в результате использования остальных видов углеводородного топлива (бензин, керосин, дизельное топливо, сжиженный природный и нефтяной газ, сжатый природный газ), не превышают 1 % от суммы выбросов парниковых газов ОАО «Газпром». В связи с этим инвентаризацию выбросов парниковых га- зов, образующихся в результате сгорания этих видов углеводородного топлива, в результате химической неполноты сгорания природного газа, из передвижных источников выполняют только по запросу Росгидромета либо другой уполномоченной организации, осуществляющей организацию и функционирование системы мониторинга и национальной системы учета вы- бросов парниковых газов. Алгоритм расчета приведен в приложении А.

    4. Данные инвентаризации выбросов диоксида углерода и метана на объектах ДО ОАО «Газпром» используют:

      • при подготовке доклада по инвентаризации выбросов парниковых газов в Российской Федерации (ежегодно), Национального Сообщения по РКИК ООН (раз в три года);

      • для организации и функционирования системы мониторинга и национальной систе- мы учета выбросов парниковых газов в атмосферу в соответствии с Распоряжением [4];

      • для функционирования экономических механизмов международной кооперации при осуществлении проектов по снижению выбросов парниковых газов в атмосферу.

  5. Порядок проведения инвентаризации (учета) выбросов парниковых газов (диоксида углерода и метана)

    1. Порядок проведения инвентаризации выбросов диоксида углерода и метана на объ- ектах ДО разработан в соответствии с Руководящими принципами [8], [9], Киотским протоко- лом [10], Распоряжением [4], Приказом [6] и Соглашением [11].

    2. Порядок выполнения инвентаризации включает:

      • определение источников выбросов диоксида углерода и метана;

      • сбор данных о потреблении природного газа на СТН и потерях природного газа;

      • выполнение расчета массы выбросов диоксида углерода и метана;

      • анализ достоверности и полноты информации о выбросах диоксида углерода и метана;

      • оформление результатов инвентаризации выбросов диоксида углерода и метана.

        1. С учетом ограничений, приведенных в 4.3, выявляют и учитывают стационарные источники выбросов диоксида углерода и метана в атмосферу на территории расположения технологических объектов ДО ОАО «Газпром».

        2. Наименования технологических операций (статей расхода природного газа), учи- тываемых при инвентаризации выбросов диоксида углерода и метана, должны соответствовать Р Газпром 2-1.20-431-2010 [12] и приказам о введении статистических форм отчетности об эф- фективности использования ТЭР дочерними обществами и организациями.

        3. Формы учета и источники получения информации о расходе природного газа на СТН и потерях природного газа, в результате которых в атмосферу выбрасываются природный газ (метан) и/или продукты его сгорания, в соответствии с отчетностью об эффективности ис- пользования ТЭР дочерними обществами и организациями приведены в приложении Б.

    1. Инвентаризацию выбросов диоксида углерода и метана в атмосферу проводят ежегодно.

    2. Ежегодно структурное подразделение ОАО «Газпром», ответственное за направле- ние деятельности по обращению с выбросами парниковых газов, обобщает данные о выбро- сах парниковых газов ДО ОАО «Газпром» и предоставляет данные о выбросах парниковых га- зов ОАО «Газпром» в Росгидромет, другую уполномоченную организацию, осуществляющую организацию и функционирование системы мониторинга и национальной системы учета вы- бросов парниковых газов.

  1. Характеристика источников выбросов парниковых газов (диоксида углерода и метана) по видам деятельности ОАО «Газпром» (добыча, транспорт, переработка, хранение природного газа и газового конденсата), дочерним обществам ОАО «Газпром», видам используемого топлива

    1. Источники выбросов диоксида углерода и метана классифицируют по признакам, учитываемым при расчете массы выбросов:

      • по видам экономической деятельности ДО ОАО «Газпром» в соответствии с ОК 029;

      • типам источников и номенклатуре выбросов, характерных для ДО ОАО «Газпром»;

      • видам углеводородного топлива.

    2. Источники выбросов диоксида углерода и метана на технологических объектах ДО ОАО «Газпром» классифицируют по видам экономической деятельности следующим образом:

      - добыча (код по ОК 029 – 11.10.2);

      • транспорт (код по ОК 029 – 60.30.21);

      • хранение (код по ОК 029 – 63.12.22);

      • переработка (код по ОК 029 – 24.66.4).

    3. Стационарные организованные источники выбросов метана (природного газа):

      • свечи;

      • дефлекторы.

        Стационарные неорганизованные источники выбросов метана (природного газа):

      • сварные швы;

      • фланцевые и резьбовые соединения;

      • сальниковые уплотнения;

      • штоки кранов.

    4. Источники выбросов диоксида углерода в результате сжигания природного газа в то- пливоиспользующих установках:

      • выхлопные трубы ГПА и ЭСН;

      • факельные устройства;

      • дымовые трубы котельных установок, подогревателей технологических печей. Характеристика стационарных организованных источников выбросов диоксида угле-

      рода и метана в результате технологических операций с использованием природного газа при- ведена в таблице В.1 (приложение В).

  2. Алгоритм расчета выбросов парниковых газов (диоксида углерода

    и метана) для проведения инвентаризации (учета) выбросов парниковых газов ОАО «Газпром»


     

    1. Расчетные коэффициенты для оценки выбросов диоксида углерода

      1. Коэффициент выбросов диоксида углерода с продуктами сгорания природного газа, углеводородной смеси, образующихся в факельных устройствах, в соответствии с Руко- водящими принципами [8] и Кадастром выбросов [13] приведен в таблице 7.1.

      2. Для расчета выбросов диоксида углерода при сжигании природного газа в соответ-

        ствии с Национальным докладом [14] используют коэффициент выбросов диоксида углерода К2, приведенный в таблице 7.2.

      3. Для расчета выбросов диоксида углерода при сжигании природного газа на техно- логических объектах различных месторождений используют коэффициенты, приведенные в таблице 7.3.


 

Таблица 7.1 – Коэффициент выбросов диоксида углерода с продуктами сгорания углеводородного топлива (смеси) в факельных устройствах на 1 млн м3 добычи газа


 

Технологический процесс

Значение коэффициента Fj, т СО2/млн м3

Сгорание природного газа, углеводородной смеси

1,8·10-3


 

Таблица 7.2 – Коэффициент выбросов диоксида углерода без учета химической неполноты сгорания природного газа

Наименование топлива

Значение коэффициента выбросов СО2К2, т СО2/млн м3

Природный газ

1896,85


 

Таблица 7.3 – Средние значения коэффициентов выбросов диоксида углерода ряда газовых месторождений, ГКМ и НГКМ сжигаемого газа без учета химической неполноты сгорания

Наименование газового месторождения

Значение коэффициента выбросов СО2К2, т СО2/млн м3

Бованенковское НГКМ

1878,93

Юбилейное НГКМ

1860,00

Западно-Таркосалинское месторождение

1896,85

Комсомольское месторождение

1861,01

Оренбургское ГКМ

1896,85

Уренгойское НГКМ

1896,85

Заполярное НГКМ

1896,85

Ямбургское НГКМ

1896,85

Вуктыльское ГКМ

1896,85

Ильинское месторождение

1882,65

Северо-Гривенское месторождение

1863,04

    1. Расчет выбросов метана от технологических установок (оборудования)

      Выбросы метана в составе природного газа в результате технологических операций

      M, тыс. т СО -экв., рассчитывают в соответствии с Кадастром выбросов [13] по формуле

      CH2

       Q

        21,

      (7.1)

      СН4

      расх.п.г. СН4

      где Qрасх.п.г. – расход природного газа на технологическую операцию, тыс. м3;

      4

       

      СCH

      – объемная доля метана в составе природного газа, которую принимают по дан-

      ным химического анализа состава природного газа химлабораторией ДО, при их отсутствии до- пускается принять значение 0,8 (среднее значение из диапазона, указанного в ГОСТ 30319.0);

       – плотность метана (при стандартных условиях Т = 293,15 К (20 С), р = 101,3 кПа),

      равная 0,668·10-3 т/м3;

      21 – коэффициент перевода метана в СО2-экв. (ПГП) в соответствии с ГОСТ Р ИСО 14064-1.

    2. Расчет выбросов диоксида углерода от топливоиспользующего оборудования

      2

       

      1. Выбросы диоксида углерода при сжигании природного газа MCO , т СО2, рассчи-

        тывают в соответствии с Руководящими принципами [8], [9] по формуле


         

         Q

         ,

        (7.2)

        CO2

        расх.п.г. 2


         

        где К2 – коэффициент выбросов диоксида углерода без учета химической неполноты сго- рания, т СО2/млн м3 сжигаемого газа.

      2. Выбросы диоксида углерода при сжигании природного газа, углеводородных сме-

        2

         

        сей в факельных устройствах MCO , т СО2, на основании данных об объеме природного газа, сожженного в факельных устройствах, рассчитывают по формуле (7.2).

      3. Выбросы диоксида углерода при сжигании природного газа, углеводородных сме-

2

 

сей в факельных устройствах MCO , т СО2, на основании данных об объеме добычи природно-

го газа рассчитывают по формуле


 

 Q

 ,

(7.3)

CO2

доб.п.г. j


 

где Fj – коэффициент выбросов диоксида углерода, т СО2/млн м3 в соответствии с табли- цей 7.1.

  1. Инвентаризация (учет) выбросов парниковых газов (диоксида углерода и метана)


     

    1. Инвентаризация выбросов метана при технологических операциях на объектах ОАО «Газпром»

      1. Инвентаризацию выбросов метана при продувках и стравливании природного газа из технологического оборудования объектов транспорта, добычи и хранения газа выполняют для источников, приведенных в таблице В.1 (приложение В).

      2. Определение источников выбросов метана проводят на основе отчетов по инвен- таризации источников выбросов ЗВ в атмосферу структурных подразделений ДО.

      3. Расчет выбросов метана при продувке и стравливании за отчетный период прово- дят отдельно для каждого типа регламентных операций, сопровождающихся выбросом при- родного газа в атмосферный воздух в соответствии с формулой (7.1).

      4. Расход природного газа при регламентных операциях (продувка и стравливание) определяют по данным ПДС.

      5. Примеры расчета массы выбросов метана при регламентных операциях (продувка и стравливание) на объектах добычи, транспорта, хранения газа приведены в таблицах Г.1–Г.16 (приложение Г).

Для удобства проведения расчетов можно использовать формы по инвентаризации вы- бросов, примеры заполнения которых приведены в таблицах Д.1–Д.8 (приложение Д).

    1. Инвентаризация выбросов диоксида углерода при сжигании природного газа

      1. Инвентаризацию выбросов диоксида углерода при сжигании природного газа на объектах транспорта, добычи, хранения и переработки газа выполняют для источников, при- веденных в таблице В.1 (приложение В).

      2. Расчет выбросов диоксида углерода при сжигании природного газа за отчетный период проводят отдельно для каждого типа технологических операций типа ТИО по форму- лам (7.2), (7.3).

      3. Расход природного газа при выполнении технологических операций, работе ТИО, сопровождающихся сжиганием природного газа, определяют по данным ПДС.

      4. Примеры расчета выбросов диоксида углерода при сжигании природного газа при технологических операциях на объектах добычи, транспорта и хранения газа приведены в та- блицах Г.1–Г.16 (приложение Г).

Для удобства проведения расчетов можно использовать формы по инвентаризации вы- бросов, примеры заполнения которых приведены в таблицах Д.1–Д.8 (приложение Д).

  1. Порядок составления отчета по инвентаризации (учету) выбросов парниковых газов (диоксида углерода и метана)

    1. Результаты инвентаризации выбросов метана в тыс. м3 вносятся в соответствующие строки раздела «Экологические показатели» форм корпоративной отчетности ОАО «Газпром» об эффективности использования ТЭР ДО и организациями, утверждаемых ОАО «Газпром».

      В Пояснительной записке к форме корпоративной отчетности приводят данные по объ- ему природного газа, поступившего в атмосферу от организованных и неорганизованных ис- точников, отдельно с указанием номеров статей расхода газа, учтенных при определении соот- ветствующих объемов газа, которые для справки приведены в таблице Б.1 приложения Б.

    2. Результат расчетов выбросов парниковых газов суммарно (метана и диоксида угле-

      рода) в СО2-экв. вносится в пункт 2 «Показатели воздействия на окружающую среду» раздела 1

      «Экологические показатели производственной деятельности» в форме корпоративной перио- дической статистической отчетности «Экологическая результативность производственной де- ятельности», утверждаемой ОАО «Газпром».

      В Пояснительной записке к форме корпоративной отчетности приводят данные по объ- ему природного газа, использованного на топливные нужды с указанием номеров статей рас- хода газа, учтенных при оценке его объема, которые для справки приведены в таблице Б.2 при- ложения Б.

    3. Результаты инвентаризации выбросов метана в тыс. м3, т, проверяют на соответствие

      данным о выбросах загрязняющего вещества – метана, в т, – которые вносятся в отчет по фор- ме 2-тп (воздух) «Сведения об охране атмосферного воздуха». В Пояснительных записках к формам корпоративной отчетности ОАО «Газпром» об эффективности использования ТЭР ДО и организациями указывают причины несоответствия в случае их выявления.

    4. Для удобства выполнения расчетов выбросов диоксида углерода и метана можно ис- пользовать формы представления результатов инвентаризации выбросов диоксида углерода и метана, которые приведены в таблицах Д.1–Д.8 (приложение Д).

В формы представления результатов инвентаризации выбросов диоксида углерода и метана вносят данные результатов расчетов, которые выполняют по формулам, приведен- ным в разделе 7. Примеры расчета выбросов диоксида углерода и метана приведены в табли- цах Г.1–Г.16 (приложение Г).

Приложение А

(рекомендуемое)


 

Алгоритм расчета выбросов диоксида углерода и метана


 

А.1 Алгоритм расчета выбросов диоксида углерода и метана из передвижных источников А.1.1 Передвижные источники выбросов диоксида углерода: выхлопные трубы легко-

вых и грузовых автомобилей, дорожно-строительной техники, автобусов.

А.1.2 Передвижные источники выбросов метана, образующихся в результате химиче- ской неполноты сгорания топлива: выхлопные трубы легковых и грузовых автомобилей, авто- мобилей большой грузоподъемности, автобусов.

А.1.3 Инвентаризацию выбросов диоксида углерода от передвижных источников вы- полняют для всех периодов эксплуатации транспортных средств, сопровождаемых сжиганием топлива (в том числе прогрев двигателя, работа на холостом ходу, маневрирование по террито- рии, внутренний проезд).

А.1.4 Инвентаризацию выбросов диоксида углерода от передвижных источников про- водят для транспортных средств (легковых и грузовых автомобилей, автомобилей большой грузоподъемности, автобусов), состоящих на балансе ДО (филиалов ДО).

Выбросы метана от передвижных источников в результате химической неполноты сго- рания углеводородного топлива не учитывают в связи с тем, что доля вклада данных выбросов не превышает 1 % от суммы выбросов парниковых газов.

А.1.5 Установление наличия и перечня источников выбросов диоксида углерода прово- дят на основе бухгалтерской (финансово-экономической) отчетности о наличии транспорт- ных средств на балансе организации.

2

 

А.1.6 Расчет выбросов диоксида углерода MCO , т СО2, выполняют на основе данных о топливопотреблении и для каждого типа топлива рассчитывают по формуле


 

MCO2

 Bт Gj,

(А.1)


 

где Вт – годовое потребление соответствующего вида топлива, тыс. т;

Gj – коэффициент выбросов диоксида углерода для соответствующего вида топлива, т СО2/тыс. т (см. таблицу А.1).

А.1.7 Примерная форма представления результатов инвентаризации выбросов и пример ее заполнения приведены в таблицах Д.1–Д.7 (приложение Д).

Таблица А.1 – Коэффициенты выбросов диоксида углерода при сжигании углеводородного топлива


 

Наименование топлива

Значение показателя 1), 2) , т СО /тыс. т

j 2

Дизельное топливо

3208,530

Бензин

3104,640

Сжиженный природный газ

2953,264

Керосин

3096,805

Сжатый природный газ

1896,853 т СО2/млн м3

Сжиженный нефтяной газ

2902,663

  1. Данные, представленные в Руководящих принципах [9].

  2. Данные, представленные в Национальном докладе [14].


 

А.2 Алгоритм расчета выбросов диоксида углерода и метана с продуктами сгорания при- родного газа

А.2.1 Инвентаризацию выполняют для источников выбросов, в которых установлено наличие метана в составе продуктов сгорания углеводородного топлива.

А.2.2 Выбор источников выбросов метана проводят на основе:

  • отчетов структурных подразделений ДО по инвентаризации источников выбросов ЗВ в атмосферу;

  • результатов производственного контроля;

  • результатов экологических обследований.

А.2.3 Расход природного газа определяют в соответствии с корпоративной статистиче- ской отчетностью о расходе природного газа на СТН ДО ОАО «Газпром» по добыче, транспор- ту, хранению и переработке природного газа.

А.2.4 Для расчета выбросов метана при сжигании природного газа используют коэф-

фициент выбросов метана в результате химической неполноты сгорания топлива Bj, равный 0,169 т СН4/млн м3, в соответствии с Руководящими принципами [8]. Учет химической непол- ноты сгорания других видов углеводородного топлива (кроме природного газа) не выполняют в связи с тем, что доля вклада данных выбросов не превышает 1 % от суммы выбросов диокси- да углерода и метана по ОАО «Газпром».

Коэффициенты выбросов метана с продуктами сгорания природного газа, установлен- ные по результатам инструментальных исследований для некоторых типов технологического оборудования, приведены в таблице А.2.

В таблице А.3 приведен коэффициент выбросов метана с продуктами сгорания природ- ного газа, углеводородной смеси, образующихся в факельных устройствах, в соответствии с Руководящими принципами [8] и Кадастром выбросов [13].

Таблица А.2 – Коэффициенты выбросов метана с продуктами сгорания природного газа для различных типов технологического оборудования


 

Наименование технологического оборудования

Коэффициент выбросов метана Вj, т СН4/млн м3

ГПА

0,1691)

Котлоагрегат

0,0342)

ЭСН (для газовых турбин больше 3 МВт)

0,1352)

  1. Коэффициент рассчитан на основе результатов экспериментальных исследований, выполненных в ОАО «Газпром».

  2. Данные, представленные в Руководящих принципах [9].


 

Таблица А.3 – Коэффициент выбросов метана с продуктами сгорания углеводородного топлива (смеси) в факельных устройствах на 1 млн м3 добычи газа


 

Технологический процесс

Значение коэффициента Сj, т СН4/млн м3

Сгорание природного газа, углеводородной смеси

1,1·10-5


 

А.2.5 Коэффициент выброса метана при сжигании углеводородного топлива Bj зависит от технологии сжигания топлива, условий эксплуатации и качества технического обслужива-

ния и определяется по результатам измерений концентраций метана в выбросах из источника в соответствии с установленными корпоративными нормативными документами.

В качестве экспериментальных данных используют результаты измерений (протоко- лы количественного химического анализа) производственного контроля за соблюдением уста- новленных нормативов выбросов на источниках.

В случае отсутствия экспериментально установленных данных по выбросам метана в составе продуктов сгорания топлива для расчетов используют коэффициенты выбросов мета- на в результате химической неполноты сгорания топлива (смеси) в различных типах техноло- гического оборудования, приведенные в таблицах А.2, А.3.

А.2.6 Для расчета выбросов диоксида углерода при сжигании природного газа с учетом его химической неполноты сгорания в соответствии с Национальным докладом [14] использу-

ют коэффициент К1, который приведен в таблице А.4.

А.2.7 Для расчета выбросов диоксида углерода при сжигании природного газа на техно- логических объектах различных месторождений используют коэффициенты, приведенные в таблице А.5.


 

Таблица А.4 – Коэффициент выбросов диоксида углерода с учетом химической неполноты сгорания


 

Наименование топлива

Значение коэффициента выбросов СО2К1, т СО2/млн м3

Природный газ

1887,39

Таблица А.5 – Средние значения коэффициентов выбросов диоксида углерода ряда газовых месторождений, ГКМ и НГКМ сжигаемого газа с учетом химической неполноты сгорания


 

Наименование газового месторождения

Значение коэффициента выбросов СО2К1, т СО2/млн м3

Бованенковское НГКМ

1869,47

Юбилейное НГКМ

1850,53

Западно-Таркосалинское месторождение

1887,36

Комсомольское месторождение

1851,55

Оренбургское ГКМ

1887,39

Уренгойское НГКМ

1887,39

Заполярное НГКМ

1887,39

Ямбургское НГКМ

1887,39

Вуктыльское ГКМ

1887,39

Ильинское месторождение

1873,18

Северо-Гривенское месторождение

1853,57


 

А.2.8 Выбросы метана, образующегося в результате химической неполноты сгорания

природного газа 2

, т СО -экв., рассчитывают в соответствии с Руководящими принципа-

CH2

ми [8], [9] по формуле

M

 

2

CH4

 Qрасх.п.г.   21,

(А.2)


 

где Qрасх.п.г. – расход природного газа на технологическую операцию, млн м3;

Bj – коэффициент выбросов метана при сжигании природного газа, т СН4/млн м3 (см. А.2.4).

А.2.9 Выбросы метана, образующегося в результате химической неполноты сгорания

M

 

природного газа, углеводородных смесей в факельных устройствах 3

CH4

, т СО2-экв., на осно-

вании данных об объеме природного газа, сожженного в факельных устройствах, рассчитыва- ют по формуле (А.2).

А.2.10 Выбросы метана, образующегося в результате химической неполноты сгорания

M

 

природного газа, углеводородных смесей в факельных устройствах 3

CH4

, т СО2-экв., на осно-

вании данных об объеме добычи природного газа рассчитывают по формуле


 

 Q

  21,

(А.3)

CHдоб.п.г. j


 

где Qдоб.п.г. – объем добычи природного газа, млн м3;

Сj – коэффициент выбросов метана при сжигании углеводородного топлива, смеси, т СН4/млн м3, в соответствии с таблицей А.3.

А.2.11 Выбросы диоксида углерода при сжигании природного газа с учетом химической

2

 

неполноты сгорания MCO , т СО2, рассчитывают в соответствии с Руководящими принципа-

ми [8], [9] по формуле


 

MCO2

 Qрасх.п.г.  1,

(А.4)


 

где К1 – коэффициент выбросов диоксида углерода с учетом химической неполноты сгора- ния, т СО2/млн м3 сжигаемого газа.

А.2.12 Расчет выбросов метана в составе продуктов сгорания углеводородного топлива за отчетный период выполняют отдельно для каждого типа технологического оборудования в соответствии с формулами (А.2), (А.3).

А.2.13 Результаты расчетов выбросов метана с продуктами сгорания природного газа вносят в соответствующие формы по инвентаризации выбросов. Формы представления ре- зультатов инвентаризации выбросов и примеры их заполнения приведены в таблицах Д.1–Д.8 (приложение Д).

А.3 Алгоритм расчета выбросов диоксида углерода при сжигании углеводородного то- плива (кроме природного газа)

А.3.1 Инвентаризацию выбросов диоксида углерода при сжигании углеводородного то- плива на объектах добычи, транспорта, хранения и переработки газа выполняют для источни- ков, приведенных в отчетах структурных подразделений ДО ОАО «Газпром» по инвентариза- ции источников выбросов ЗВ в атмосферу.

А.3.2 Расход углеводородного топлива при работе топливоиспользующего оборудова- ния определяют на основе отчетности о расходе топлива.

А.3.3 Для расчета выбросов диоксида углерода при сжигании углеводородного топлива используют коэффициенты выбросов диоксида углерода, приведенные в таблице А.1 в соот- ветствии с Руководящими принципами [8], Национальным докладом [14].

А.3.4 Выбросы диоксида углерода при сжигании углеводородного топлива (за исключе-

2

 

нием природного газа) MCO , т СО2, рассчитывают в соответствии с Руководящими принципа-

ми [8], [9] по формуле


 

MCO2

 MN  Gj,

(А.5)


 

где МN – количество использованного углеводородного топлива, ед. (тыс. т, млн м3);

Gj – коэффициент выбросов диоксида углерода при сжигании углеводородного топли- ва, т СО2/ед. (т СО2/тыс. т, т СО2/млн м3) (см. таблицу А.1).

А.3.5 Расчет выбросов диоксида углерода при сжигании углеводородного топлива за от- четный период проводят отдельно для каждого вида топлива, типа ТИО по формулам (7.3), (А.5).

А.4 Расчет выбросов диоксида углерода от топливоиспользующего оборудования

2

 

При наличии данных о компонентном составе природного газа (газообразной углеводо- родной смеси) и условиях его сжигания расчет выбросов диоксида углерода MCO , т СО2, опре-

деляют по формуле


 

 B


 

1,9768V


 

 7000 ,


 

(А.6)

CO2

image

Q

 

г CO2 р

н


 

где Вг – расход природного газа (газообразной углеводородной смеси) на технологическую операцию (работу ТИО) со сжиганием, т у.т.;

1,9768 – плотность диоксида углерода при нормальных условиях, кг/м3;

р 3

Qн – низшая теплота сжигания газообразного топлива, ккал/м .

2

 

Объем образования диоксида углерода при сжигании природного газа (газообразной углеводородной смеси) VCO , м33, определяют по формуле

 0,01(CH

  • CO

  • CO  C H

     3C H

  • C H

 5C H

 C H ),

(А.7)

CO2

4 2 2 6 3 8 4 10 5 12 6 14

где СО, СО2, СН4, С2Н6, С3Н8, С4Н10, С5Н12, С6Н14 – содержание компонента в природ- ном газе (газообразной углеводородной смеси), % по объему.

Приложение Б

(справочное)


 

Формы учета объемов природного газа, используемых для расчета выбросов диоксида углерода и метана

Формы учета объемов природного газа представлены в таблицах Б.1 и Б.2.


 

Таблица Б.1 – Форма учета объемов природного газа (метана), выброшенного в атмосферу в результате технологических операций


 

Номера строк1)


 

Направление использования природного газа (источник выбросов)

Расход при- родного газа по данным ПДС, тыс. м3

Примечание

Способы определения расхода газа, используемые ПДС (информация для справки)

измерение

расчет

1 Добыча природного газа (форма 143-газ)2)

2.1 Расход природного газа на СТН, в том числе

2.1.6

Прочие расходы, не вошедшие в 2.1.1– 2.1.5

 

3)

СТО Газпром 3.1-2-006

(формула (9.1))

2.2 Потери природного газа, всего, в том числе

2.2.1

Опорожнение технологического обору- дования и трубопроводов (свеча)

 

СТО Газпром 3.1-2-002

(формулы (6.1), (6.10))

2.2.2

Продувка скважин (свеча)

   

СТО Газпром 3.1-2-002

(формула (5.1))


 

2.2.3

Продувка технологических трубопрово- дов (газосборных сетей и межпромыс- ловых трубопроводов) (свеча)

 


 

СТО Газпром 3.1-2-002

(формулы (6.1), (6.2),

(6.5)–(6.7))


 

2.2.4

Продувка трубопроводов технологиче- ских установок и межцеховых коммуни- каций (свеча)

 


 

СТО Газпром 3.1-2-002

(формулы (6.7), (6.9),

(6.10))


 

2.2.5

Продувка технологического оборудова- ния (свеча)

 


 

СТО Газпром 3.1-2-002

(формулы (6.7), (6.9)–

(6.14))

2.2.6

Вытеснение воздуха газом (свеча)

 

СТО Газпром 3.1-2-002

(формула (6.7))


 

2.2.8


 

Выветривание (дегазация) (свеча)

 


 

СТО Газпром 3.1-2-002

(формулы (8.1), (9.2),

(9.3), (9.10))

2.2.9

Прочие потери, не вошедшие в 2.2.1– 2.2.8

 

СТО Газпром 3.1-2-002

(формулы (10.1), (11.1))


 

2.2.10


 

Неорганизованные выбросы

 

Измеряемые дан- ные в соответствии с СТО Газпром 027

СТО Газпром 3.1-2-002

(формула (12.1))

13

Суммарная эмиссия газа (выбросы) без сжигания

Сумма статей 13.1, 13.2

13.1

Выбросы газа от организованных источ- ников без сжигания

Сумма статей 2.1.6, 2.2.1–2.2.6, 2.2.8, 2.2.9

Продолжение таблицы Б.1


 

Номера строк1)


 

Направление использования природного газа (источник выбросов)

Расход при- родного газа по данным ПДС, тыс. м3

Примечание

Способы определения расхода газа, используемые ПДС (информация для справки)

измерение

расчет

13.2

Технологические потери газа (неорга- низованные выбросы)

Статья 2.2.10

2 Транспорт природного газа (форма 103-газ)2)

3.1 Расход газа на СТН КЦ, КС, в том числе


 

3.1.2.1

На пуски, остановки и изменение ре- жимов ГПА (на работу турбодетанде- ра, на продувку контура нагнетателя, на стравливание газа из контура на- гнетателя) (свеча)

 


 


 

Данные диспетчерской службы ДО


 

3.1.2.2

На стравливание через свечи газоот- делителей системы уплотнения ЦБН (свеча)

 


 

Данные диспетчерской службы ДО


 

3.1.2.3

На стравливание при продувке пы- леуловителей, конденсатосборни- ков, сепараторов, вымораживателей, фильтров (свеча)

 


 


 

Данные диспетчерской службы ДО

3.1.2.4

На стравливание из коммуникаций при плановой остановке (свеча)

 

Данные диспетчерской службы ДО

3.1.2.5

На стравливание при ремонте обору- дования (свеча)

 

Данные диспетчерской службы ДО

3.1.2.7

Прочий расход газа, не вошедший в 3.1.2.1–3.1.2.6

 

Данные диспетчерской службы ДО


 

3.1.3

Технологические потери (неоргани- зованные выбросы) на КЦ, КС

 

Измеряемые дан- ные в соответствии с СТО Газпром 027

СТО Газпром 11 (фор- мулы (11.1)–(11.11))

3.2 Расход на технологические нужды ЛЧ МГ, в том числе

3.2.1

На стравливание при очистке участ- ков МГ (свеча)

 

Методика [16] (форму-

ла (6.15))


 

3.2.2

На стравливание при проведении внутритрубной технической диагно- стики газопровода (свеча)

 


 

Методика [16] (форму-

ла (6.15))


 

3.2.3

На стравливание при ремонте и ре- конструкции участков МГ, врезке от- водов и перемычек (свеча)

 


 

Методика [16] (форму-

ла (6.21))

3.2.5

Прочий расход газа, не вошедший в 3.2.1–3.2.4

 

Методика [16] (форму-

ла (6.18))


 

3.2.6

Технологические потери (неоргани- зованные выбросы) на ЛЧ МГ

 

Измеряемые дан- ные в соответствии с СТО Газпром 027

СТО Газпром 11 (фор- мулы (11.6)–(11.11))

3.3 Расход газа на ГРС, в том числе

3.3.1

На стравливание при продувке сепа- раторов и пылеуловителей (свеча)

 

Методика [16] (форму-

ла (7.2))

Продолжение таблицы Б.1


 

Номера строк1)


 

Направление использования природного газа (источник выбросов)

Расход при- родного газа по данным ПДС, тыс. м3

Примечание

Способы определения расхода газа, используемые ПДС (информация для справки)

измерение

расчет


 

3.3.2

На стравливание при ремонте и ре- конструкции коммуникаций и обору- дования ГРС (свеча)

 


 

Методика [16] (форму-

ла (6.21))

3.3.5

Прочие расходы, не вошедшие в 3.3.1–3.3.4

 

Методика [16] (форму-

ла (7.16))


 

3.3.6

Технологические потери (неоргани- зованные выбросы) на ГРС

 

Измеряемые дан- ные в соответствии с СТО Газпром 027

СТО Газпром 11 (фор- мулы (11.6)–(11.11))


 

3.4


 

Расход газа на ГИС (свеча)

 


 

Методика [16] (форму-

лы (6.17), (6.18), (6.20),

(7.12))

10

Суммарная эмиссия газа в ГТС, в том числе

Сумма статей 10.1, 10.2

10.1

Выбросы газа от организованных источников без сжигания

Сумма статей 3.1.2.1, 3.1.2.2, 3.1.2.3, 3.1.2.4, 3.1.2.5,

3.1.2.7, 3.2.1, 3.2.2, 3.2.3, 3.2.5, 3.3.1, 3.3.2, 3.3.5, 3.4

10.2

Технологические потери газа (неорга- низованные выбросы)

Сумма статей 3.1.3, 3.2.6, 3.3.6

3 Хранение природного газа (форма 105-газ)2)

2 Расход газа на СТН, всего, в том числе

2.5

На продувки наземного оборудова- ния (свеча)

 

СТО Газпром 2-3.5-443

(формула (1))

2.6

На запуск ГПА (свеча)

 

СТО Газпром 2-3.5-443

(формула (8))


 

2.7.1

На продувки (вытеснение газовоз- душной смеси) наземного оборудо- вания и газопроводов после ремон- тов (свеча)

 


 


 

СТО Газпром 2-3.5-443

(формула (1))


 

2.7.2

На стравливание газа из наземного оборудования и газопроводов перед ремонтом и в нейтральный период

 


 

СТО Газпром 2-3.5-443

(формула (2))

2.7.3

На исследование и освоение скважин (свеча)

 

СТО Газпром 2-3.5-443

(формула (3))


 

2.8

Прочие расходы газа, не вошедшие в 2.1–2.7

 


 

СТО Газпром 2-3.5-443

(формулы (1), (2), (16),

(18))


 

2.9

Технологические потери (неоргани- зованные выбросы)

 

Измеряемые дан- ные в соответствии с СТО Газпром 027

СТО Газпром 2-3.5-443

(формула (19))

12

Суммарная эмиссия газа (выбросы) без сжигания

Сумма статей 12.1, 12.2, 12.3

12.1

Выбросы газа от организованных ис- точников без сжигания

Сумма статей 2.5, 2.6, 2.7.1, 2.7.2, 2.7.3, 2.8

Окончание таблицы Б.1


 

Номера строк1)


 

Направление использования природного газа (источник выбросов)

Расход при- родного газа по данным ПДС, тыс. м3

Примечание

Способы определения расхода газа, используемые ПДС (информация для справки)

измерение

расчет

12.2

Технологические потери газа (неорга- низованные выбросы)

Статья 2.9

4 Переработка природного газа, конденсата и нефти (форма 106-газ)2)

2. Расход природного газа на СТН, всего, в том числе


 

2.6

На проведение плановых ремонтов оборудования

 


 

СТО Газпром 3.2-3-016

(формулы (5.12), (5.13),

(5.18), (5.19))


 

2.7

Прочие расходы газа, не вошедшие в 2.1–2.6

 


 

СТО Газпром 3.2-3-016

(формулы (5.21), (5.22),

(5.25), (5.26))


 

2.8

Технологические потери газа (неорга- низованные выбросы)

 

Измеряемые дан- ные в соответствии с СТО Газпром 027

СТО Газпром 3.2-3-016

(формулы (5.1), (5.2),

(5.8))

10

Суммарная эмиссия газа (выбросы) без сжигания

Сумма статей 10.1, 10.2

10.1

Выбросы газа от организованных источников без сжигания

Сумма статей 2.6, 2.7

10.2

Технологические потери газа (неорга- низованные выбросы)

Статья 2.8

  1. Номера строк приведены в соответствии с корпоративной отчетностью по энергоэффективности использования ТЭР дочерними обществами и организациями.

  2. Номера форм приведены в соответствии с Приказом [17].

  3. «–» означает, что определение расхода природного газа таким способом не проводится.


 

строк1)

 

Таблица Б.2 – Форма учета объемов природного газа, сожженного в результате технологических операций


 

Номера


 

Направление статьи расхода природного газа (источник выбросов)

Расход при- родного газа по данным ПДС, тыс. м3

Примечание

Способы определения расхода газа, используемые ПДС (информация для справки)

измерение

расчет

1 Добыча природного газа (форма 143-газ)2)

2.1 Расход природного газа на СТН, в том числе


 

2.1.1

На компримирование (выхлопная труба ГПА)

 

Данные приборов технологического учета газа


 

3)


 

2.1.2

На выработку тепловой энергии ко- тельными (дымовая труба котельной)

 

Данные приборов технологического учета газа


 


 

2.1.3

На выработку электроэнергии ЭСН (дымовая труба ЭСН)

 

Данные приборов технологического учета газа


 

Продолжение таблицы Б.2


 

Номера строк1)


 

Направление статьи расхода природного газа (источник выбросов)

Расход при- родного газа по данным ПДС, тыс. м3

Примечание

Способы определения расхода газа, используемые ПДС (информация для справки)

измерение

расчет


 

2.1.4

Подогрев жидких и газообразных про- дуктов (дымовая труба подогревателя)

 


 

СТО Газпром 3.1-2-006

(формулы (6.11), (6.13)–

(6.15))

2.1.5

На сжигание промстоков (факел)

 

СТО Газпром 3.1-2-006

(формула (8.1))

2.1.6

Прочие расходы, не вошедшие в 2.1.1–2.1.5

 

СТО Газпром 3.1-2-006

(формулы (6.14), (6.15))

2.2.1

Опорожнение технологического обо- рудования и трубопроводов (факел)

 

СТО Газпром 3.1-2-002

(формулы (6.1), (6.10))

2.2.2

Продувка скважин (факел)

 

СТО Газпром 3.1-2-002

(формула (5.1))


 

2.2.3

Продувка технологических трубопро- водов (газосборных сетей и межпро- мысловых трубопроводов) (факел)

 


 

СТО Газпром 3.1-2-002

(формулы (6.1), (6.2),

(6.5)–(6.7))


 

2.2.4

Продувка трубопроводов технологи- ческих установок и межцеховых ком- муникаций (факел)

 


 

СТО Газпром 3.1-2-002

(формулы (6.7), (6.9),

(6.10))


 

2.2.5

Продувка технологического оборудо- вания (факел)

 


 

СТО Газпром 3.1-2-002

(формулы (6.7), (6.9)–

(6.14))

2.2.7

Эксплуатация факельных устройств (факел)

 

СТО Газпром 3.1-2-002

(формула (7.1))

 

Всего по ДО (филиалу)

     

2 Транспорт природного газа (форма 103-газ)2)

3.1 Расход газа на СТН КЦ, КС, в том числе


 

3.1.1

На компримирование (выхлопная труба ГПА)

 

Данные приборов технологического учета газа

Данные диспетчерской службы ДО

3.1.2.6

На подогрев топливного и пускового газа (дымовая труба подогревателя)

 

Данные диспетчерской службы ДО

3.2 Расход на технологические нужды ЛЧ МГ, в том числе


 

3.2.4

Расход газа бытовыми приборами

и на отопление домов обходчиков МГ

 

Данные приборов технологического учета газа


 

3.3 Расход газа на ГРС, в том числе


 

3.3.3

На обогрев газа перед регуляторами давления (дымовая труба)

 

Данные приборов технологического учета газа


 


 

3.3.4

Расход газа бытовыми приборами и на отопление домов операторов и производственных зданий ГРС (дымовая труба)

 

Данные приборов технологического учета газа


 

Продолжение таблицы Б.2


 

Номера строк1)


 

Направление статьи расхода природного газа (источник выбросов)

Расход при- родного газа по данным ПДС, тыс. м3

Примечание

Способы определения расхода газа, используемые ПДС (информация для справки)

измерение

расчет


 

3.4


 

Расход газа на ГИС (дымовая труба)

 

Данные приборов технологического учета газа


 


 

3.5


 

Расход газа на СОГ (дымовая труба)

 

Данные приборов технологического учета газа


 


 

3.6

Расход на выработку тепла в котель- ных (дымовая труба котельной)

 

Данные приборов технологического учета газа


 


 

3.7

Расход на выработку электроэнергии на ЭСН (выхлопная труба ЭСН)

 

Данные приборов технологического учета газа


 

3 Хранение природного газа (форма 105-газ)2)

2 Расход газа на СТН, всего, в том числе


 

2.1

Топливный газ ГПА (выхлопная тру- ба ГПА)

 

Данные приборов технологического учета газа


 


 

2.2

На подогрев топливного и пускового газа (дымовая труба подогревателя)

 

Данные приборов технологического учета газа


 


 

2.3.1

На выработку тепловой энергии ко- тельными (дымовая труба котельной)

 

Данные приборов технологического учета газа


 


 

2.3.2

Выработка тепловой энергии подо- гревателями газа (дымовая труба подогревателя)

 

Данные приборов технологического учета газа


 


 

2.4

Выработка электроэнергии ЭСН (дымовая труба ЭСН)

 

Данные приборов технологического учета газа


 

2.5

На продувки наземного оборудования (факел)

 

СТО Газпром 2-3.5-443

(формула (1))


 

2.7.1

На продувки (вытеснение газовоз- душной смеси) наземного оборудова- ния и газопроводов после ремонтов (факел)

 


 


 

СТО Газпром 2-3.5-443

(формула (1))

2.7.3

На исследование и освоение скважин (факел)

 

СТО Газпром 2-3.5-443

(формула (3))

4 Переработка природного газа, конденсата и нефти (форма 106-газ)2)

2 Расход природного газа на СТН, всего, в том числе


 

2.1

Выработка тепловой энергии котель- ными (дымовая труба котельной)

 

Данные приборов технологического учета газа


 

Окончание таблицы Б.2


 

Номера строк1)


 

Направление статьи расхода природного газа (источник выбросов)

Расход при- родного газа по данным ПДС, тыс. м3

Примечание

Способы определения расхода газа, используемые ПДС (информация для справки)

измерение

расчет


 

2.2

На выработку электроэнергии ЭСН (дымовая труба ЭСН)

 

Данные приборов технологического учета газа


 


 

2.3

На печи дожигания вредных отходов (дымовая труба)

 


 

СТО Газпром 3.2-3-017

(формулы (5.37), (5.40),

(5.41))


 

2.4.1

На нагрев технологических потоков (газов регенерации адсорбентов, ку- бовой жидкости ректификационных, десорбционных колонн и т.д.) на пе- реработку газа (дымовая труба)

 


 


 

СТО Газпром 3.2-3-017

(формула (5.10))


 

2.4.2

На нагрев технологических потоков (газов регенерации адсорбентов, кубо- вой жидкости ректификационных, де- сорбционных колонн и т.д.) на перера- ботку конденсата (дымовая труба)

 


 


 

СТО Газпром 3.2-3-017

(формула (5.20))


 

2.5

Топливный газ ГПА для ДКС (выхлопная труба ГПА)

 

Данные приборов технологического учета газа


 


 

2.6

На проведение плановых ремонтов оборудования

   

СТО Газпром 3.2-3-016

(формулы (5.11), (5.17),

(5.20))


 

2.7


 

Прочие расходы газа, не вошедшие в 2.1–2.6

   

СТО Газпром 3.2-3-016

(формулы (5.27), (5.28),

(5.30), (5.32), (5.35)),

СТО Газпром 3.2-3-017

(формула (5.42))

2.8

Технологические потери газа (неорга- низованные выбросы)4)

   

Данные диспетчерской службы ДО

  1. Номера строк приведены в соответствии с корпоративной отчетностью по энергоэффективности использования ТЭР дочерними обществами и организациями.

  2. Номера форм приведены в соответствии с Приказом [17].

  3. «–» означает, что определение расхода природного газа таким способом не проводится.

  4. Учитывается в случае расхода газа на технологические операции со сжиганием.


 

Приложение В

(справочное)


 

Характеристика стационарных источников выбросов диоксида углерода и метана в результате технологических операций с использованием природного газа

Характеристика стационарных источников выбросов приведена в таблице В.1.


 

СТО Газпром 102-2011

 

25

 

Таблица В.1 – Характеристика стационарных источников выбросов диоксида углерода и метана в результате технологических операций с использованием природного газа

Вид деятельности (код по ОК 029)


 

ДО


 

Наименование технологических операций (статья расхода природного газа (номер))1)


 

Источник выбросов


 

Код источника выброса

(СТО Газпром 060)

Метод учета объемов природного газа, использованного на СТН с выбросом для расчета

СО2 в составе продуктов сгорания природного газа

СНв составе природного газа

инструмен- тальный


 

расчетный

инструмен- тальный


 

расчетный

Добыча газа (11.10.2)


 

Газодобывающие ДО, включая:

ГД Астрахань; ГД Краснодар; ГД Красноярск; ГД Надым;

ГД Ноябрьск; ГД Оренбург; ГД Уренгой; ГД Ямбург; ГД Иркутск; ГД Кузнецк


 

Компримирование (2.1.1)


 

Выхлопная труба


 

1.4.7.8.11.12.15.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 

Выработка тепловой энергии котельны- ми (2.1.2)


 

Дымовая труба


 

1.4.7.8.11.12.15.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 


 

Выработка электроэнергии ЭСН (2.1.3)


 

Выхлопная труба


 

1.4.6.8.11.12.15.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 

Подогрев жидких и газообразных продук- тов (2.1.4)

Дымовая труба

1.4.7.8.11.12.16.19

СТО Газпром 3.1-2-006

Сжигание промстоков (2.1.5)

Факел

1.4.6.8.11.12.16.19

СТО Газпром 3.1-2-006


 

Опорожнение технологического оборудо- вания и трубопроводов (2.2.1)

Факел

1.5.6.8.11.12.14.19

СТО Газпром 3.1-2-002

Свеча

1.4.6.8.11.12.16.18

СТО Газпром 3.1-2-002


 

Продувка скважин (2.2.2)

Факел

1.4.6.8.11.12.16.19

СТО Газпром 3.1-2-002

Свеча

1.4.6.8.11.12.16.18

СТО Газпром 3.1-2-002

26

 

СТО Газпром 102-2011

 


 

Вид деятельности (код по ОК 029)


 

ДО


 

Наименование технологических операций (статья расхода природного газа (номер))1)


 

Источник выбросов


 

Код источника выброса

(СТО Газпром 060)

Метод учета объемов природного газа, использованного на СТН с выбросом для расчета

СО2 в составе продуктов сгорания природного газа

СНв составе природного газа

инструмен- тальный


 

расчетный

инструмен- тальный


 

расчетный

Добыча газа (11.10.2)

 


 

Продувка технологических трубопрово- дов (газосборных сетей и межпромысло- вых трубопроводов) (2.2.3)

Факел

1.4.6.8.11.12.16.19

 

СТО Газпром 3.1-2-002

Свеча

1.4.6.8.11.12.16.18

СТО Газпром 3.1-2-002


 

Продувка трубопроводов технологиче- ских установок и межцеховых коммуни- каций (2.2.4)

Факел

1.5.6.8.11.12.14.19

СТО Газпром 3.1-2-002

Свеча

1.4.6.8.11.12.16.18

СТО Газпром 3.1-2-002


 

Продувка технологического оборудова- ния (2.2.5)

Факел

1.5.6.8.11.12.14.19

СТО Газпром 3.1-2-002

Свеча

1.4.6.8.11.12.16.18

СТО Газпром 3.1-2-002

Вытеснение воздуха газом (2.2.6)

Свеча

1.5.6.8.11.12.16.18

СТО Газпром 3.1-2-002

Эксплуатация факельных устройств (2.2.7)

Факел

1.5.6.8.11.12.14.19

СТО Газпром 3.1-2-002

Выветривание (дегазация) (2.2.8)

Свеча

1.5.6.8.11.12.16.18

СТО Газпром 3.1-2-002

Неорганизованный выброс газа (2.2.10)

Неорганизован- ные выбросы

СТО Газпром 027

СТО Газпром 3.1-2-002

Транспорт газа (60.30.21)

Газотранспортные ДО, включая:

ГТ Кубань; ГТ Волгоград;

ГТ Екатеринбург; ГТ Казань;

ГТ Махачкала; ГТ Москва;

ГТ Нижний Новго- род;

ГТ Самара;

ГТ Санкт-Петербург; ГТ Саратов;

ГТ Ставрополь; ГТ Сургут;


 

Компримирование (3.1.1)


 

Выхлопная труба


 

1.4.7.8.11.12.15.19

Приборы техно- логического уче- та газа

Данные диспет- черской служ- бы ДО


 


 

Пуски, остановки и изменение режимов ГПА (на работу турбодетандера, на про- дувку контура нагнетателя, на стравлива- ние газа из контура нагнетателя) (3.1.2.1)


 

Свеча


 

1.4.6.8.11.12.15.18


 


 


 

Данные диспет- черской служ- бы ДО

Стравливание через свечи газоотделите- лей системы уплотнения ЦБН (3.1.2.2)


 

Свеча


 

1.4.6.8.11.12.15.18


 


 


 

Данные диспет- черской служ- бы ДО

Стравливание при продувке пылеулови- телей, конденсатосборников, сепарато- ров, вымораживателей, фильтров (3.1.2.3)


 

Свеча


 

1.4.6.8.11.12.15.18


 


 


 

Данные диспет- черской служ- бы ДО

27

 

СТО Газпром 102-2011

 


 

Вид деятельности (код по ОК 029)


 

ДО


 

Наименование технологических операций (статья расхода природного газа (номер))1)


 

Источник выбросов


 

Код источника выброса

(СТО Газпром 060)

Метод учета объемов природного газа, использованного на СТН с выбросом для расчета

СО2 в составе продуктов сгорания природного газа

СНв составе природного газа

инструмен- тальный


 

расчетный

инструмен- тальный


 

расчетный

Транспорт газа (60.30.21)


 

ГТ Томск; ГТ Уфа; ГТ Ухта;

ГТ Чайковский; ГТ Югорск

Стравливание из коммуникаций при пла- новой остановке (3.1.2.4)


 

Свеча


 

1.4.6.8.11.12.16.18


 


 


 

Данные диспет- черской служ- бы ДО

Стравливание при ремонте оборудова- ния (3.1.2.5)


 

Свеча


 

1.4.6.8.11.12.15.18


 


 


 

Данные диспет- черской служ- бы ДО

Подогрев топливного и пускового газа (3.1.2.6)


 

Дымовая труба


 

1.4.7.8.11.12.16.19


 

Данные диспет- черской служ- бы ДО


 


 

Технологические потери (неорганизован- ные выбросы) на КЦ, КС (3.1.3)

Неорганизован- ные выбросы

СТО Газпром 027

СТО Газпром 11

Стравливание при очистке участков МГ (3.2.1)

Свеча

1.5.6.8.11.12.16.18

Методика [16]

Стравливание при проведении внутри- трубной технической диагностики газо- провода (3.2.2)


 

Свеча


 

1.5.6.8.11.12.16.18


 


 


 


 

Методика [16]

Стравливание при ремонте и реконструк- ции участков МГ, врезке отводов и пере- мычек (3.2.3)


 

Свеча


 

1.5.6.8.11.12.16.18


 


 


 


 

Методика [16]

Расход газа бытовыми приборами и на отопление домов обходчиков МГ (3.2.4)


 

Дымовая труба


 

1.4.6.8.11.12.16.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 

Технологические потери (неорганизован- ные выбросы) на ЛЧ МГ (3.2.6)

Неорганизован- ные выбросы

СТО Газпром 027

СТО Газпром 11

Стравливание при продувке сепараторов и пылеуловителей (3.3.1)

Свеча

1.5.6.8.11.12.16.18

Методика [16]

Стравливание при ремонте и реконструк- ции коммуникаций и оборудования ГРС (3.3.2)


 

Свеча


 

1.5.6.8.11.12.16.18


 


 


 


 

Методика [16]

Обогрев газа перед регулятором давле- ния (3.3.3)


 

Дымовая труба


 

1.4.7.8.11.12.16.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 

Расход газа бытовыми приборами и на отопление домов операторов и производ- ственных зданий ГРС (3.3.4)


 

Дымовая труба


 

1.4.6.8.11.12.16.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 

28

 

СТО Газпром 102-2011

 


 

Вид деятельности (код по ОК 029)


 

ДО


 

Наименование технологических операций (статья расхода природного газа (номер))1)


 

Источник выбросов


 

Код источника выброса

(СТО Газпром 060)

Метод учета объемов природного газа, использованного на СТН с выбросом для расчета

СО2 в составе продуктов сгорания природного газа

СНв составе природного газа

инструмен- тальный


 

расчетный

инструмен- тальный


 

расчетный

Транспорт газа (60.30.21)

 

Технологические потери (неорганизован- ные выбросы) на ГРС (3.3.6)

Неорганизован- ные выбросы

СТО Газпром 027

СТО Газпром 11


 

Расход газа на ГИС (3.4)


 

Дымовая труба


 

1.4.6.8.11.12.16.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 

Свеча

1.5.6.8.11.12.16.18

Методика [16]


 

Расход газа на СОГ (3.5)


 

Дымовая труба


 

1.4.6.8.11.12.16.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 

Расход на выработку тепла в котельных (3.6)


 

Дымовая труба


 

1.4.7.8.11.12.15.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 

Расход на выработку электроэнергии на ЭСН (3.7)


 

Выхлопная труба


 

1.4.6.8.11.12.15.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 

Хранение газа (63.12.22)


 

ДО по хранению природного газа, включая Газпром ПХГ


 

Топливный газ ГПА (2.1)


 

Выхлопная труба


 

1.4.7.8.11.12.15.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 

Подогрев топливного и пускового газа (2.2)


 

Дымовая труба


 

1.4.7.8.11.12.16.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 

Выработка тепловой энергии котельны- ми (2.3.1)


 

Дымовая труба


 

1.4.7.8.11.12.15.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 

Выработка тепловой энергии подогрева- телями газа (2.3.2)


 

Дымовая труба


 

1.4.7.8.11.12.16.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 


 

Выработка электроэнергии ЭСН (2.4)


 

Выхлопная труба


 

1.4.6.8.11.12.15.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 


 

Продувка наземного оборудования (2.5)

Факел

1.5.6.8.11.12.14.19

СТО Газпром 2-3.5-443

Свеча

1.4.6.8.11.12.15.18

СТО Газпром 2-3.5-443

29

 

СТО Газпром 102-2011

 


 

Вид деятельности (код по ОК 029)


 

ДО


 

Наименование технологических операций (статья расхода природного газа (номер))1)


 

Источник выбросов


 

Код источника выброса

(СТО Газпром 060)

Метод учета объемов природного газа, использованного на СТН с выбросом для расчета

СО2 в составе продуктов сгорания природного газа

СНв составе природного газа

инструмен- тальный


 

расчетный

инструмен- тальный


 

расчетный

Хранение газа (63.12.22)

 

Запуск ГПА (2.6)

Свеча

1.4.6.8.11.12.15.18

СТО Газпром 2-3.5-443


 

Продувки (вытеснение газовоздушной смеси) наземного оборудования и газо- проводов после ремонтов (2.7.1)

Факел

1.5.6.8.11.12.14.19

СТО Газпром 2-3.5-443

Свеча

1.4.6.8.11.12.15.18

СТО Газпром 2-3.5-443

Стравливание газа из наземного оборудо- вания и газопроводов перед ремонтом и в нейтральный период (2.7.2)


 

Свеча


 

1.4.6.8.11.12.15.18


 


 


 

СТО Газпром 2-3.5-443


 

Исследование и освоение скважин (2.7.3)

Факел

1.5.6.8.11.12.14.19

СТО Газпром 2-3.5-443

Свеча

1.4.6.8.11.12.16.19

СТО Газпром 2-3.5-443

Технологические потери (неорганизован- ные выбросы) (2.9)

Неорганизован- ные выбросы

СТО Газпром 027

СТО Газпром 2-3.5-443

Переработка газа (24.66.4)


 

Газоперерабатываю- щие ДО, включая: Газпром переработку; ГД Оренбург (ГЗ, ГПЗ);

ГД Астрахань (ГПЗ)

Выработка тепловой энергии котельны- ми (2.1)


 

Дымовая труба


 

1.4.7.8.11.12.15.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 


 

Выработка электроэнергии ЭСН (2.2)


 

Выхлопная труба


 

1.4.6.8.11.12.15.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 

Печи дожигания вредных отходов (2.3)

Дымовая труба

1.4.7.8.11.13.16.19

СТО Газпром 3.2-3-017

Переработка газа (нагрев технологиче- ских потоков) (2.4.1)

Дымовая труба

1.4.7.8.11.12.16.19

СТО Газпром 3.2-3-017

Переработка конденсата (нагрев техноло- гических потоков) (2.4.2)

Дымовая труба

1.4.7.8.11.12.16.19

СТО Газпром 3.2-3-017


 

Топливный газ ГПА для ДКС (2.5)


 

Выхлопная труба


 

1.4.7.8.11.12.15.19

Приборы техно- логического уче- та газа


 


 


 


 

СТО Газпром 102-2011

 

30

 

Окончание таблицы В.1


 

Вид деятельности (код по ОК 029)


 

ДО


 

Наименование технологических операций (статья расхода природного газа (номер))1)


 

Источник выбросов


 

Код источника выброса

(СТО Газпром 060)

Метод учета объемов природного газа, использованного на СТН с выбросом для расчета

СО2 в составе продуктов сгорания природного газа

СНв составе природного газа

инструмен- тальный


 

расчетный

инструмен- тальный


 

расчетный

Переработка газа (24.66.4)

 


 

Плановые ремонты оборудования (2.6)

Факел

1.5.6.8.11.12.14.19

СТО Газпром 3.2-3-016

Свеча

1.4.6.8.11.12.16.19

СТО Газпром 3.2-3-016

Технологические потери газа (неоргани- зованные выбросы) (2.8)

Неорганизован- ные выбросы

СТО Газпром 027

СТО Газпром 11

1) Статьи расхода и их номера приведены в соответствии с Р Газпром 2-1.20-431-2010 [12].

Приложение Г

(справочное)


 

Примеры расчета выбросов диоксида углерода и метана


 

Примеры расчета выбросов диоксида углерода и метана приведены в таблицах Г.1–Г.16.


 

Таблица Г.1 – Исходные данные для расчета выбросов метана при опорожнении и продувках технологического оборудования ООО «Газпром добыча …»


 

Направление использования природного газа1)

Обозначе- ние

Единица измерения

Значение

Примечание

1 Расход природного газа на технологическую операцию, в том числе

Прочие расходы, не вошедшие в 2.1.1–2.1.5 (2.1.6)2)


 

Qрасх.п.г.


 

тыс. м3

0


 

Данные ПДС, которые приво- дятся в форме 143-газ, При- каз [17]

Опорожнение технологического оборудова- ния и трубопроводов (2.2.1)2)

10141,309

Продувка скважин (2.2.2)2)

73341,891

Продувка технологических трубопроводов (газосборных сетей и межпромысловых тру- бопроводов) (2.2.3)2)


 

5923,702

Продувка трубопроводов технологических установок и межцеховых коммуникаций (2.2.4)2)


 

0

Продувка технологического оборудования (2.2.5)2)

1230,698

Вытеснение воздуха газом (2.2.6)2)

39,104

Выветривание (дегазация) (2.2.8)2)

395,645

Прочие потери, не вошедшие в 2.2.1–2.2.8 (2.2.9)2)

7697,896

Неорганизованные выбросы газа (2.2.10)

666,350

Суммарная эмиссия газа (выбросы) без сжи- гания (13)


 

99436,600

Данные вно- сятся в форму 143-газ

2 Плотность метана

тыс. т/тыс. м3

6,68·10-4

 

3 Объемная доля метана в составе природно- го газа

CCH

4

б/р

0,8

ГОСТ 30319.0

4 Коэффициент перевода метана в СО2-экв.

ПГП

тыс. т СН4/ тыс. т СО2-экв.

21

ПГП

  1. Номера строк приведены в соответствии с корпоративной отчетностью по энергоэффективности ис- пользования ТЭР дочерними обществами и организациями.

  2. Учитывается расход природного газа на технологические операции без сжигания.

Таблица Г.2 – Результаты расчета выбросов метана при опорожнении и продувках технологического оборудования ООО «Газпром добыча…»


 

Наименование параметра

Обозначение

Единица измерения

Формула

Значение

Ячейка в форме (приложение Д)


 

Сумма выбросов метана


 

М1

СН4

тыс. т СН4

Формула (7.1)

53,139

Е

тыс. т СО2-экв.

1115,917

J


 

Таблица Г.3 – Исходные данные для расчета выбросов метана при продувках

и стравливании природного газа на КС, ЛЧ МГ и ГРС ООО «Газпром трансгаз…»


 

Направление использования природного газа1)

Обозначение

Единица измерения

Значение

Примечание

1 Расход природного газа на технологическую операцию на КС, в том числе

На пуски, остановки и изменение режимов ГПА (на работу турбодетандера, на продувку конту- ра нагнетателя, на стравливание газа из контура нагнетателя) (3.1.2.1)


 

Qрасх.п.г.


 

тыс. м3


 

306,99


 

Данные ПДС, кото- рые приво- дятся в фор- ме 103-газ, Приказ [17]

На стравливание через свечи газоотделителей системы уплотнения ЦБН (3.1.2.2)

521,15

На стравливание при продувке пылеуловите- лей, конденсатосборников, сепараторов, вымо- раживателей, фильтров (3.1.2.3)


 

1124,97

На стравливание из коммуникаций при плано- вой остановке (3.1.2.4)

10879,54

На стравливание при ремонте оборудования (3.1.2.5)

33225,76

Прочий расход газа, не вошедший в 3.1.2.1– 3.1.2.6 (3.1.2.7)2)

1042,30

Технологические потери (неорганизованные выбросы) на КЦ, КС (3.1.3)

10985,57

Суммарная эмиссия газа на КС

58086,28

2 Расход природного газа на технологическую операцию на ЛЧ МГ, в том числе

На стравливание при очистке участков МГ (3.2.1)


 

Qрасх.п.г.


 

тыс. м3

0


 

Данные ПДС, кото- рые приво- дятся в фор- ме 103-газ, Приказ [17]

На стравливание при проведении внутритрубной технической диагностики газопровода (3.2.2)

0

На стравливание при ремонте и реконструкции участков МГ, врезке отводов и перемычек (3.2.3)

75090,51

Прочий расход газа, не вошедший в 3.2.1–3.2.4 (3.2.5)2)

12188,95

Технологические потери (неорганизованные выбросы) на ЛЧ МГ (3.2.6)

5915,31

Суммарная эмиссия газа на ЛЧ МГ

93194,76

Окончание таблицы Г.3


 

Направление использования природного газа1)

Обозначение

Единица измерения

Значение

Примечание

3 Расход природного газа на технологическую операцию на ГРС, в том числе

На стравливание при продувке сепараторов и пылеуловителей (3.3.1)


 

Qрасх.п.г.


 

тыс. м3

61,43


 

Данные ПДС, кото- рые приво- дятся в фор- ме 103-газ, Приказ [17]

На стравливание при ремонте и реконструкции коммуникаций и оборудования ГРС (3.3.2)

1685,58

Прочие расходы, не вошедшие в 3.3.1–3.3.4 (3.3.5)2)

57,74

Технологические потери (неорганизованные выбросы) на ГРС (3.3.6)

0

Суммарная эмиссия газа (выбросы) на ГРС

1804,75


 

Суммарная эмиссия газа (выбросы) в ГТС (10)


 

Qрасх.п.г.


 

тыс. м3


 

153085,79

Данные вно- сятся в фор- му 103-газ

4 Плотность метана

тыс. т/тыс. м3

6,68·10-4

 

5 Объемная доля метана в составе природно- го газа

CCH

4

б/р

0,8

ГОСТ 30319.0


 

6 Коэффициент перевода метана в СО2-экв.


 

ПГП

тыс. т СН4/ тыс. т СО2-экв.


 

21

Потенциал глобального потепления

  1. Номера строк приведены в соответствии с корпоративной отчетностью по энергоэффективности ис- пользования ТЭР дочерними обществами и организациями.

  2. Учитывается расход природного газа на прочие технологические нужды без сжигания.


 

Таблица Г.4 – Результаты расчета выбросов метана при продувках и стравливании природного газа на КС, ЛЧ МГ и ГРС ООО «Газпром трансгаз…»

Наименование параметра

Обозна- чение

Единица измерения

Формула

Значение

Ячейка в форме (приложение Д)

Выбросы метана в результате техно- логических операций, сопровожда- ющихся выбросами природного газа на КС


 

М1

СН4

тыс. т СН4


 

Формула (7.1)

31,041

E

тыс. т СО2-экв.

651,867

J

Выбросы метана в результате техно- логических операций, сопровожда- ющихся выбросами природного газа на ЛЧ МГ


 

М1

СН4