содержание .. 5 6 7 8 ..
Национальный доклад РФ о кадастре антропогенных выбросов - часть 7
Продолжение таблицы 3.23
Парниковые газы и пред-
Таблица
Категория источников выбросов
шественники
ОФД
NOx, CO, NMVOC и SO2
1.В.2.А
Газовый конденсат
СО2, СН4
1.В.2.А.2
Добыча
NMVOC
1.В.2.А
СО2, СН4
1.В.2.А.6
Транспортировка
NMVOC
1.В.2.А
Операции с природным газом18
1.В.2.В
СО2, СН4
1.В.2.B.2
Добыча
NMVOC
1.В.2.B
СО2, СН4
1.В.2.В.3
Первичная переработка (подготовка)
NMVOC
1.В.2.B
СО2, СН4
1.В.2.В.4
Транспортировка и хранение
NMVOC
1.В.2.B
СО2, СН4
1.В.2.В.5
Распределение
NMVOC
1.В.2.B
Продувка и отведение газов
1.В.2.С.1
СО2, СН4
1.В.2.С.1.1
Нефть
NMVOC
1.В.2.A
СО2, СН4
1.В.2.С.1.1
Газовый конденсат
NMVOC
1.В.2.A
СО2
1.В.2.С.1.2
Природный газ
NMVOC
1.В.2.B
Сжигание в факелах при добыче и первичной переработке
1.В.2.С.2
CO2, CH4, N2O
1.В.2.С.2.2
Природный газ
NMVOC
1.В.2.B
CO2, CH4, N2O
1.В.2.С.2.1
Попутный (нефтяной) газ
NMVOC
1.В.2.A
Рисунок 3.37 - Совокупная эквивалентная эмиссия парниковых газов от нефтегазовой от-
расли Российской Федерации
18Выбросы СО2, СН4 и N2O от сжигания природного газа для собственных нужд учтены в разделах
3.2.3.1 и 3.2.3.3 настоящей главы.
- 72 -
3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)
Рисунок 3.38 - Динамика выбросов нефтегазовой отрасли Российской Федерации
3.3.2 Характеристика категорий источников
3.3.2.1 Выбросы от твердых топлив (1.В.1)
3.3.2.1.1 Добыча угля подземным способом (1.В.1.а.1)
Выбросы при добыче угля подземным способом (1.В.1.а.1.i)
Выбросы метана при добыче угля подземным способом
Расчетные значения эмиссии СН4 при добыче угля подземным способом приведены на
рисунке 3.39. Значения выбросов скорректированы на величины утилизации метана (табл.
3.26). В 2015 г. эмиссия СН4 составила 1,2 млн. т (1 210,9 Гг) или 51,8% уровня 1990 года.
Динамика выбросов метана при добыче угля подземным способом обусловлена измене-
ниями в интенсивности угледобычи из-за экономической рецессии и последовавшей за ней
реструктуризации угольной отрасли (табл. 3.24), а также ростом утилизации удаляемого из
шахт метана (табл. 3.26).
Рисунок 3.39 - Выбросы метана при добыче угля подземным способом
Выбросы диоксида углерода при добыче угля подземным способом
Руководящие принципы МГЭИК упоминают о наличии СО2 в угольных пластах и приле-
гающих к ним пустотах, но не содержат методологии и параметров для количественной
оценки его выбросов (МГЭИК, 2006). Соответственно выполнить расчет выбросов диоксида
углерода при добыче угля подземным способом не представляется возможным.
- 73 -
Факельное сжигание угольного метана в Российской Федерации не производится: весь
метан, полученный при дегазации угольных шахт и пластов, сжигается в целях получения
тепла и энергии и образующийся при этом СО2 учитывается в разделе 1.А (Сжигание топ-
лив). Поэтому при представлении информации о выбросах СО2 в соответствующих таблицах
ОФД были использованы условные обозначения «NE» и «NA».
Выбросы от последующего обращения с углем, добытым подземным способом
(1.В.1.а.1.ii)
Выбросы метана от последующих операций с углем, добытым подземным способом
Расчетные значения эмиссии СН4 при последующем обращении с углем, добытым под-
земным способом, приведены на рисунке 3.40. В 2015 году эмиссия метана составила 202,8
тыс. т. Вклад последующих операций с углем не превышает 11% совокупных выбросов СН4
от угледобычи.
Рисунок 3.40 - Выбросы СН4 от последующего обращения с углем,
добытым подземным способом
Выбросы диоксида углерода от последующих операций с углем, добытым подземным
способом
Руководящие принципы МГЭИК упоминают о возможном выделении диоксида углерода
в процессе окисления и внезапного возгорания извлеченного из шахт угля, но не содержат
методологии и параметров для количественной оценки этих выбросов (МГЭИК, 2006). Со-
ответственно выполнить расчет выбросов СО2 от последующих операций с углем, добытым
подземным способом, не представляется возможным. Поэтому при представлении информа-
ции о выбросах СО2 в таблицах ОФД были использованы условные обозначения «NE».
Выбросы из выработанных и закрытых угольных шахт (1.В.1.а.1.iii)
В Российской Федерации при консервации выработанных и закрывающихся угольных
шахт предусмотрено обязательное их затопление водой. Эта операция выполняется в целях
безопасности, чтобы исключить образование и последующий выброс метана в атмосферу.
Согласно Руководящим принципам МГЭИК, затопленные угольные шахты не являются ис-
точниками метана и диоксида углерода (МГЭИК, 2006). Соответственно оценка выбросов из
выработанных и закрытых угольных шахт не выполнялась. При представлении информации
о выбросах СО2 и CH4 в таблицах ОФД были использованы условные обозначения «NO».
3.3.2.1.2 Добыча угля открытым способом (1.В.1.a.2)
Выбросы при добыче угля открытым способом (1.В.1.а.2.i)
Выбросы метана при добыче угля открытым способом
- 74 -
3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)
Результаты расчетов показывают, что в 2015 г. эмиссия метана при добыче угля откры-
тым способом составила 1 000,5 тыс. т (Гг), что на 27,9% выше уровня 1990 г. (рис. 3.41).
Выбросы диоксида углерода при добыче угля открытым способом
Руководящие принципы МГЭИК упоминают о наличии СО2 в угольных пластах и приле-
гающих к ним пустотах, но не содержат методологии и параметров для количественной
оценки его выбросов (МГЭИК, 2006). Соответственно выполнить расчет выбросов диоксида
углерода при добыче угля открытым способом не представляется возможным. Поэтому при
представлении информации о выбросах СО2 в соответствующих таблицах ОФД были ис-
пользованы условные обозначения «NE» и «NA».
Выбросы от последующих операций с углем, добытым открытым способом (1.В.1.а.2.ii)
Выбросы метана от последующих операций с углем, добытым открытым способом
Расчетные значения эмиссии СН4 при последующем обращении с углем, добытым откры-
тым способом, приведены на рисунке 3.42. В 2015 году эмиссия СН4 составила 36,0 тыс. т.
Выбросы диоксида углерода от последующих операций с углем, добытым открытым
способом
Руководящие принципы МГЭИК упоминают о возможном выделении диоксида углерода
в процессе окисления и внезапного возгорания извлеченного из шахт угля, но не содержат
методологии и параметров для количественной оценки этих выбросов (МГЭИК, 2006). Со-
ответственно выполнить расчет выбросов СОё от последующих операций с углем, добытым
подземным способом, не представляется возможным. Поэтому при представлении информа-
ции о выбросах СО2 в таблицах ОФД были использованы условные обозначения «NE».
Рисунок 3.41 - Выбросы СН4 от добычи угля открытым способом
Рисунок 3.42 - Выбросы СН4 от последующего обращения с углем,
добытым открытым способом
- 75 -
3.3.2.1.3 Преобразование твердых топлив и другие операции (1.В.1.b и 1.В.1.с)
Расчеты выбросов парниковых газов от преобразования твердых топлив и других операций с
твердыми топливами не выполнялись в связи с отсутствием соответствующей методологии
МГЭИК (МГЭИК, 2006). Соответственно в таблицах 1.В.1.b и 1.В.1.c ОФД использованы
условные обозначения «NE» и «NA».
3.3.2.2 Выбросы при операциях с нефтью и газом (1.В.2.)
Выбросы от утечек при операциях с нефтью (1.В.2.А)19
Расчетные значения выбросов СО2, СН4 и N2O при операциях с нефтью приведены на ри-
сунках 3.43 и 3.44. Величины выбросов предшественников озона приведены на рисунке 3.35.
Бурение, опробование и обслуживание действующих нефтяных скважин является основным
источником выбросов СО2 и составляет 96,88% совокупного выброса от операций с нефтью
(рис. 3.43). Вклад добычи нефти и газового конденсата составляет 3,12 %. Вклады осталь-
ных операций в совокупности не превышают 0,001 %. Нефтедобыча (включая добычу газо-
вого конденсата) определяет тенденции выбросов метана при операциях с нефтью: ее вклад
в совокупную эмиссию составляет в среднем 92,2 % (рис. 3.44). Доля бурения, опробования
и обслуживания нефтяных скважин в выбросах СН4 составляет 7,7 %. Первичная переработ-
ка (перегонка) и транспортировка нефти и газового конденсата по магистральным трубопро-
водам в сумме не превышают 0,1 %. В 2015 году выбросы СО2 от операций с нефтью были
на 0,6 % ниже, чем в 1990 году, а выбросы СН4 превысили уровень 1990 года на 3,5 %. Вви-
ду малого вклада N2O в совокупный выброс от операций с нефтью (менее 1 %), данные по
эмиссии N2O при бурении, опробовании и обслуживании действующих нефтяных скважин
приведены в тоннах на рисунке 3.45. В 2015 г. выбросы N2O составили 0,34 т (рис. 3.45), и
их величина в 2015 году была меньше уровня 1990 года на 1,5 %.
Рисунок 3.43 - Выбросы СО2 при операциях с нефтью
19 Термин «утечки» означает все летучие выбросы, включая выбросы, образующиеся при утечках летучих
веществ из оборудования, потерях при хранении, использовании природного газа в качестве средства питания
для работающих на энергии газа устройствах (например, схемы контроля приборов, насосы для впрыскивания
химических веществ, пусковые устройства компрессоров и т.д.), и при удалении отходящих газов из регенери-
рующих колонн установок для гликолевой осушки газа.
- 76 -
3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)
Рисунок 3.44 - Выбросы СН4 при операциях с нефтью и добыче газового конденсата
Рисунок 3.45 - Выбросы N2O при разведочном и эксплуатационном бурении, опробовании и
обслуживании действующих нефтяных скважин
Выбросы от утечек при операциях с природным газом (1.В.2.В)
Расчетные значения выбросов СО2 и СН4 от утечек при операциях с природным газом
приведены на рисунках 3.46 и 3.47 соответственно (выбросы сжигания природного газа для
собственных нужд учтены в разделах 3.2.4.1 и 3.2.4.3 настоящей главы).
Подготовка газа дает наибольший вклад в совокупный выброс СО2 (72,9 %). Доли добычи
и утечек при газораспределении составляют 14,9 % и 11,9 % соответственно. В 2015 г. вы-
бросы СО2 при добыче, первичной переработке, транспортировке, хранении и распределе-
нии газа были ниже уровня выбросов 1990 года на 8,0 % (рис. 3.46).
- 77 -
Рисунок 3.46 - Выбросы СО2 при операциях с природным газом
При операциях с природным газом основной вклад в выброс СН4 вносит его транспорти-
ровка и хранение - 69,9 %. Существенный вклад вносит добыча природного газа (13,8 %).
Доля утечек при газораспределении составляет 8,5 % суммарной эмиссии метана. В 2015 г.
совокупная эмиссия метана была ниже уровня 1990 года на 9,1 % (рис. 3.47).
Рисунок 3.47 - Выбросы СН4 при операциях с природным газом
Выбросы от газоотведения и сжигания в факелах (1.В.2.С)
Выбросы СО2 и СН4 происходят при газоотведении в процессе добычи нефти и газового
конденсата. СО2 образуется при газоотведении во время транспортировки природного газа
по магистральным трубопроводам. Национальный коэффициент эмиссии метана, использо-
ванный при расчете выбросов от транспортировки, включает оценку потерь при газоотведе-
нии. Поэтому отдельный расчет выбросов от газоотведения не производился. Вместо этого
был использован показатель «Учтено при выполнении других расчетов» (IE). Кроме того, в
настоящем разделе представлены оценки выбросов CO2, CH4 и N2O при сжигании в факелах
нефтяного (попутного) и природного газа, являющихся частью технологических процессов
добычи и первичной переработки нефти и природного газа (рис. 3.48 - 3.50, соответствен-
но).
Сжигание нефтяного (попутного) газа является основным источником выбросов СО2 от
газоотведения и при сжигании в факелах - его доля составляет 87,3 % (рис. 3.48). В 2015 г.
выброс СО2 снизился на 2,2 % по сравнению с уровнем 1990 года. Динамику эмиссии метана
- 78 -
3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)
определяет газоотведение при добыче нефти и газового конденсата - 97,6 %. В 2015 г. вы-
брос СН4 был на 3,7 % выше, чем в 1990 году (рис. 3.49). Наибольший вклад в суммарную
эмиссию оксида диазота вносит сжигание нефтяного (попутного) газа (87,9 %). В 2015 г.
эмиссия N2О возросла относительно 1990 года на 0,9 % (рис. 3.50).
Рисунок 3.48 - Выбросы СО2 от газоотведения и при сжигании в факелах
Рисунок 3.49 - Выбросы СН4 от газоотведения и при сжигании в факелах
Рисунок 3.50 - Выбросы N2О при сжигании в факелах
- 79 -
3.3.3 Методологические вопросы
3.3.3.1 Выбросы от твердых топлив (1.В.1)
3.3.3.1.1 Добыча угля подземным способом (1.В.1.а.1)
Данные о годовой добыче угля подземным способом приведены в таблице 3.24. Большая
часть подземной угледобычи осуществляется в Северо-Западном и Сибирском федеральных
округах (табл. 3.24). Сокращение добычи в Северо-Западном, Приволжском и Уральском
федеральных округах связано с ее низкой экономической эффективностью и замещением
угля природным газом на объектах теплоэнергетики. В 2015 г. добыча угля подземным спо-
собом составила 59,1% уровня 1990 года и 27,7% совокупной угледобычи в Российской Фе-
дерации.
Выбросы СН4 рассчитывали по формуле 3.9, соответствующей уровню 2 (МГЭИК, 2006):
ECH4 = ∑ (ADr • EFCS • CFCH4)
(3.9)
где:
ECH4 - величина выброса CH4, Гг; ADr - годовой объем добычи угля в зависимости от
региона добычи, 106 • т; EFCS - коэффициент эмиссии СН4 в зависимости от региона
добычи, м3 • т-1; CFCH4 - коэффициент пересчета объемных долей СН4 в весовые (0,67 •
10-6 Гг • м-3 при плотности в условиях Т = 20° С и давлении 1 атм. по (МГЭИК, 2006))
Разработка угольных пластов сопровождается высвобождением и поступлением в под-
земные горные выработки метана (Газоносность, 1979; Малышев, Айруни, 1999). По дан-
ным о метаноносности пластов, разрабатывавшихся в угольных бассейнах страны с 1990 по
2005 гг. включительно, были определены национальные коэффициенты эмиссии метана
(EFCS) при добыче угля подземным способом (табл. 3.25).
Удаление и последующая утилизация шахтного метана при добыче угля подземным спо-
собом
Из угольных пластов и подземных шахт метан удаляется при помощи дегазации и прину-
дительной вентиляции. Утилизация СН4 выполняется в основном на шахтах Печорского
угольного бассейна (Северо-Западный федеральный округ), а с 2010 года - на шахтах Куз-
нецкого угольного бассейна (Сибирский федеральный округ). Динамика утилизации метана
приведена в таблице 3.26. С 1990 по 2007 гг. данные предоставлены угледобывающими
компаниями, а с 2008 по 2015 гг. включительно - Министерством энергетики Российской
Федерации. До 2009 г. применение дегазации на угольных шахтах Российской Федерации
было не обязательным. В 2009 году вступили в силу «Методические рекомендации о поряд-
ке дегазации угольных шахт». В 2011 году Правительство РФ приняло Постановление №
315 «О допустимых нормах содержания взрывоопасных газов (метана) в шахте, угольных
пластах и выработанном пространстве, при превышении которых дегазация является обяза-
тельной», согласно которому дегазация угольного пласта обязательна, когда его природная
метаноносность превышает
13 м3 т-1 сухой беззольной массы. Принятые нормативно-
правовые документы способствовали увеличению утилизации СН4.
Таблица 3.24
Добыча угля подземным способом в Российской Федерации
Объем добычи по федеральным округам, млн. т
Годы
Северо-
Дальнево-
Центральный
Южный
Приволжский
Уральский
Сибирский
Западный(1)
сточный
1990
10,9
29,3
28,9
3,20
8,2
84,1
10,8
1995
2,4
22,2
19,5
1,23
3,3
54,9
6,5
2000
0,7
18,4
9,7
0,02
2,3
55,6
2,9
2005
0,3
12,7
7,7
-
1,3
77,9
3,2
– 80 -
3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)
Продолжение таблицы 3.24
Объем добычи по федеральным округам, млн. т
Годы
Северо-
Дальнево-
Центральный
Южный
Приволжский
Уральский
Сибирский
Западный(1)
сточный
2006
0,4
13,4
7,0
-
1,3
83,3
3,2
2007
0,1
12,3
7,4
-
1,1
83,6
3,4
2008
0,1
12,3
7,1
-
1,0
81,1
3,3
2009
0,1
11,2
4,9
-
0,2
86,1
4,3
2010(3)
0,1
12,7
4,7
-
0,5
82,5
3,3
2011(4)
0,0
12,9
5,2
-
0,1
77,6
4,8
2012(4)
0,0
13,0
5,6
-
0,1
80,2
6,7
2013(4)
0,0
13,2
4,7
-
0,0
77,5
5,7
2014(4)
0,0
12,3
5,9
-
0,0
81,6
5,4
2015(4)
0,0
13,9
5,2
-
0,0
78,6
5,9
(1) Из данных угледобычи по Северо-Западному федеральному округу исключена Мурманская область,
где подземная добыча угля осуществляется вне территории Российской Федерации.
(2) Прочерк означает, что угледобыча прекращена.
(3) Получено ФГБУ «Институт глобального климата и экологии Росгидромета и РАН» расчетным пу-
тем по данным о добыче угля с 1990 по 2009 гг. включительно.
(4) Данные Министерства энергетики Российской Федерации и ФГБУ «ЦДУ ТЭК».
Таблица 3.25
Коэффициенты эмиссии СН4 при добыче угля подземным способом (EFCS)
Федеральный округ
Угольные бассейны
Величина EFCS, м3 • т-1
Центральный
Подмосковный
8,0
Северо-Западный
Печорский
32,1
Южный
Донецкий
28,4
Приволжский
Кизеловский
13,8
Уральский
Махневско-Каменский и Челябинский
13,8
Горловский, Иркутский, Канско-Ачинский,
Сибирский
Кузнецкий, Минусинский, Таймырский и
15,7
Тунгусский
Беринговский, Буреинский, Зырянский,
Ленский, Омсукчанский, Партизанский,
Дальневосточный
18,9
Раздольненский, Сахалинский, Угловский,
Ханкайский и Южно-Уссурийский
Таблица 3.26
Утилизация метана на шахтах (величина утилизированного СН4
при концентрации 100%, тыс. т)
Годы
1990
1995
2000
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Объем
25,21
20,35
21,38
55,57
32,32
32,32
13,25
68,01
78,77
82,0
79,39
утилизации
Годы
2013
2014
2015
Объем
73,45
78,37
85,85
утилизации
- 81 -
Выбросы от последующего обращения с углем, добытым подземным способом
(1.В.1.а.1.ii)
Последующее обращение с углем, добытым подземным способом, включает его склади-
рование на поверхности и последующую транспортировку. Расчет эмиссии СН4 от последу-
ющего обращения с углем, добытым подземным способом, выполняли по формуле 3.9, соот-
ветствующей уровню 2 (МГЭИК, 2006). По данным о метаноносности пластов, разрабаты-
вавшихся в угольных бассейнах страны с 1990 по 2005 гг. включительно, для каждого из
федеральных округов были определены национальные коэффициенты эмиссии СН4 (EFCS)
(табл. 3.27). При их расчете наряду с известными данными метаноносности угольных пла-
стов также учитывали вклад пластов-спутников (МГЭИК, 2006), величина которого была
принята 10% для Печорского угольного бассейна, где применяется предварительная дегаза-
ция угольных пластов, и 30% для всех других бассейнов (Газоносность угольных бассейнов,
1979).
Таблица 3.27
Коэффициенты эмиссии СН4 при последующем обращении с углем,
добытым подземным способом (EFCS)
Федеральный
Величина
Угольные бассейны
округ
EFCS, м3 • т-1
Центральный
Подмосковный
0,6
Северо-Западный
Печорский
1,1
Южный
Донецкий
7,3
Приволжский
Кизеловский
0,6
Уральский
Махневско-Каменский и Челябинский
0,6
Горловский, Иркутский, Канско-Ачинский, Кузнецкий,
Сибирский
3,0
Минусинский, Таймырский и Тунгусский
Беринговский, Буреинский, Зырянский, Ленский, Омсук-
Дальневосточный
чанский, Партизанский, Раздольненский, Сахалинский,
2,6
Угловский, Ханкайский и Южно-Уссурийский
3.3.3.1.2 Добыча угля открытым способом (1.В.1.a.2)
Добыча угля открытым способом ведется в шести федеральных округах (табл. 3.28). В
2015 г. открытым способом было добыто на 22,9% угля больше, чем в 1990 году. Доля угля,
добытого открытым способом, составила 72,3% общей угледобычи в Российской Федера-
ции, что объясняется более высокой рентабельностью разработки открытых угольных ме-
сторождений. Расчеты СН4 выполнялись по формуле 3.9, соответствующей уровню
2
(МГЭИК, 2006). По данным о метаноносности пластов открытых выработок (разрезов), раз-
рабатывавшихся с 1990 по 2005 гг. включительно, были определены национальные коэффи-
циенты эмиссии метана (EFCS) для каждого федерального округа (табл. 3.29). При разработ-
ке учитывали марочный состав газоносность и глубину залегания углей, добываемых на от-
дельных разрезах, а также, в соответствии с рекомендацией МГЭИК, использовали повы-
шающий коэффициент для учета дополнительной эмиссии метана из пластов-спутников (Га-
зоносность угольных бассейнов, 1979; МГЭИК, 2006).
Таблица 3.28
Добыча угля открытым способом в Российской Федерации
Объем добычи по федеральным округам, млн. т
Северо-
Годы
Централь-
Приволж-
Сибир-
Запад-
Уральский
Дальневосточный
ный
ский
ский
ный
1990
2,4
-(1)
4,1
8,4
165,6
39,0
– 82 -
3. Энергетика (Сектор 1 ОФД)
Продолжение таблицы 3.28
Объем добычи по федеральным округам, млн. т
Северо-
Годы
Централь-
Приволж-
Сибир-
Запад-
Уральский
Дальневосточный
ный
ский
ский
ный
1995
1,2
-
1,5
5,7
116,5
27,3
2000
0,1
-
0,1
4,4
138,1
25,5
2005
0,2
0,2
0,2
3,3
162,0
29,3
2006
0,2
0,6
0,3
3,0
168,4
28,9
2007
0,2
0,5
0,5
2,3
173,3
28,8
2008
0,2
0,6
0,5
2,4
190,9
29,0
2009
0,2
0,5
0,3
1,8
168,1
23,5
2010(2)
0,2
0,9
0,4
1,6
186,4
28,4
2011(3)
0,3
0,5
0,3
1,9
206,2
26,8
2012(3)
0,2
0,6
0,5
1,8
217,3
28,5
2013(3)
0,3
0,7
0,6
1,7
220,1
27,5
2014(3)
0,3
0,8
0,6
1,5
222,0
28,6
2015(3)
0,3
0,7
0,2
1,1
233,2
34,3
(1) Прочерк означает, что угледобыча прекращена.
(2) Получено ФГБУ «Институт глобального климата и экологии Росгидромета и РАН» расчетным пу-
тем по данным о добыче угля с 1990 по 2009 гг. включительно.
(3) Данные Министерства энергетики Российской Федерации и ФГБУ «ЦДУ ТЭК».
Таблица 3.29
Коэффициенты эмиссии СН4 при добыче угля открытым способом (EFCS)
Величина
Федеральный округ
Угольные бассейны
EFCS, м3 • т-1
Центральный
Подмосковный
2,0
Северо-Западный
Печорский
6,0
Приволжский
Урало-Каспийский и Южно-Уральский
2,0
Уральский
Махневско-Каменский и Челябинский
2,0
Горловский, Иркутский, Канско-Ачинский, Кузнецкий, Мину-
Сибирский
5,5
синский, Таймырский, Тунгусский и Улухемский
Буреинский, Западно-Камчатский, Зырянский, Ленский, Ом-
сукчанский, Партизанский, Раздольненский, Сахалинский,
Дальневосточный
5,6
Угловский, Ханкайский, Южно-Уссурийский и Южно-
Якутский
Выбросы от последующих операций с углем, добытым открытым способом (1.В.1.а.2.ii)
Расчет эмиссии СН4 при последующем обращении с углем, добытым открытым спосо-
бом, выполняли по формуле 3.9, выполняли по данным о добыче угля (табл. 3.28) с исполь-
зованием рекомендуемых МГЭИК коэффициентов выбросов. Принятый метод расчета соот-
ветствует уровню 1, величины использованных коэффициентов приведены в таблице 3.30
(МГЭИК, 2006).
- 83 -
содержание .. 5 6 7 8 ..