ГОСТ Р 113.30.02-2024. Национальный стандарт Российской Федерации. Наилучшие доступные технологии. Правила проведения бенчмаркинга удельных выбросов парниковых газов для нефтеперерабатывающей отрасли
Актуально на 07.11.2026.
Как цитировать: "ГОСТ Р 113.30.02-2024. Национальный стандарт Российской Федерации. Наилучшие доступные технологии. Правила проведения бенчмаркинга удельных выбросов парниковых газов для нефтеперерабатывающей отрасли". ГОСТ Р 113.30.02-2024. https://bukva.ai/docs/standart-gost-r-113-30-02-2024
(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 21.11.2024 № 1728-ст)
Примечание
Документ введен в действие с 01.01.2025.
Утвержден и введен в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 21 ноября 2024 г. № 1728-ст
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
НАИЛУЧШИЕ ДОСТУПНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ БЕНЧМАРКИНГА УДЕЛЬНЫХ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ ДЛЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ
The best available techniques. Instructions for benchmarking of greenhouse gas emissions for oil refining industry
Дата введения 1 января 2025 года
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным автономным учреждением «Научно-исследовательский институт „Центр экологической промышленной политики“ (ФГАУ „НИИ „ЦЭПП“)»
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 113 «Наилучшие доступные технологии»
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 21 ноября 2024 г. № 1728-ст
Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)
Введение
Преобладающая точка зрения экспертов в области климата, отраженная в материалах Межправительственной группы экспертов по изменению климата [1], связывает высокие темпы роста средней температуры земной поверхности с увеличением концентраций парниковых газов, вызванных антропогенными факторами. Одним из ключевых требований Парижского соглашения по климату является разработка и реализация национальных стратегий долгосрочного развития с низким уровнем выбросов парниковых газов для снижения рисков климатических изменений для населения и экономики. К числу основных задач климатической политики России, обозначенных в Климатической доктрине Российской Федерации, относятся создание регуляторных и экономических механизмов для реализации мер по сокращению и предотвращению выбросов парниковых газов, а также по увеличению их поглощения [2]. Основы правового регулирования отношений в сфере хозяйственной деятельности, сопровождающейся выбросами парниковых газов, определяются законом «Об ограничении выбросов парниковых газов» [3]. Целевой сценарий Стратегии социально-экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года [4] в качестве одного из инструментов снижения выбросов парниковых газов предусматривает внедрение технологий с низким уровнем выбросов парниковых газов и высокой энергоэффективностью в углеродоемких отраслях промышленности, а в качестве механизма реализации — разработку законодательной базы стимулирования применения таких технологий, включая установление индикативных показателей выбросов парниковых газов в информационно-технических справочниках по наилучшим доступным технологиям.
В целях реализации Стратегии [4] и поручений Правительства Российской Федерации [5] в рамках актуализации информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям предусматривается проведение национального отраслевого бенчмаркинга для установления индикативных показателей удельных выбросов парниковых газов.
Настоящий стандарт является методическим документом, в котором содержатся рекомендации по проведению бенчмаркинга удельных выбросов парниковых газов в нефтеперерабатывающей отрасли.
1 Область применения
Настоящий стандарт устанавливает правила проведения бенчмаркинга удельных выбросов парниковых газов в нефтеперерабатывающей отрасли с целью установления индикативных показателей их удельных выбросов в информационно-техническом справочнике по наилучшим доступным технологиям «Переработка нефти».
Настоящий стандарт предназначен для сравнительного анализа эффективности применяемых технологий на предприятиях нефтеперерабатывающей отрасли.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 113.00.11 Наилучшие доступные технологии. Порядок проведения бенчмаркинга удельных выбросов парниковых газов в отраслях промышленности
ГОСТ Р ИСО 3534-1 Статистические методы. Словарь и условные обозначения. Часть 1. Общие статистические термины и термины, используемые в теории вероятностей
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 113.00.11, ГОСТ Р ИСО 3534-1, [3], [6], [7].
4 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
ИТС — информационно-технический справочник;
НДТ — наилучшая доступная технология;
5 Общие положения
Стратегия социально-экономического развития России с низким уровнем выбросов ПГ до 2050 года [4], предполагает инерционный и целевой (интенсивный) сценарии развития.
Инерционный сценарий предполагает сохранение текущих экономических укладов и отношений при плановой модернизации производственного оборудования. Одним из механизмов технологического развития является переход к использованию НДТ. При этом не рассматривается установление показателей удельных выбросов ПГ и их дальнейшее правоприменение. Инерционный сценарий без дополнительных корректирующих мер не позволяет достичь углеродной нейтральности.
В рамках целевого (интенсивного) сценария планируется рост экономики к 2050 году на 60% от уровня 2019 года и на 80% от уровня 1990 года при уменьшении выбросов ПГ с достижением баланса между эмиссиями ПГ антропогенного происхождения и их поглощением не позднее 2060 года. Данный сценарий предполагает внедрение в наиболее углеродоемких отраслях промышленности технологий с низким уровнем выбросов ПГ и высокой ресурсной эффективностью, внедрение НДТ, поддержку инновационных и климатически эффективных проектов.
В ИТС НДТ наряду с показателями ресурсной и энергетической эффективности устанавливаются ИП удельных выбросов ПГ.
Положения настоящего стандарта содержат правила проведения бенчмаркинга удельных выбросов ПГ для химико-технологических процессов, применяемых при производстве продуктов нефтепереработки.
6 Методология проведения бенчмаркинга удельных выбросов парниковых газов
6.1 Этапы проведения бенчмаркинга удельных выбросов парниковых газов
Бенчмаркинг удельных выбросов ПГ в нефтеперерабатывающей отрасли следует выполнять с учетом положений ГОСТ Р 113.00.11.
Основные этапы проведения бенчмаркинга:
- формирование экспертной группы;
- определение границ процессов для количественного определения выбросов ПГ и выбор методик(и) расчета выбросов ПГ;
- разработка анкеты для сбора данных, необходимых для расчета выбросов ПГ;
- сбор и обработка данных, необходимых для расчета удельных выбросов ПГ;
- расчет удельных выбросов ПГ;
- верификация результатов расчетов удельных выбросов ПГ;
- построение кривой бенчмаркинга удельных выбросов ПГ.
6.2 Границы расчета удельных выбросов парниковых газов
При проведении бенчмаркинга количественная оценка удельных выбросов ПГ выполняется для технологических или производственных процессов, описанных в ИТС НДТ «Переработка нефти» по охвату 1 (эмиссии ПГ, возникающие непосредственно на объекте).
6.3 Методические подходы к количественной оценке удельных выбросов парниковых газов
При проведении количественной оценки удельных выбросов ПГ для каждого технологического процесса учитываются выбросы диоксида углерода, образовавшегося в результате сжигания углеродсодержащего топлива, фугитивные выбросы диоксида углерода и метана, выбросы метана от недожога углеводородной смеси на факельных установках (при наличии), а также выбросы диоксида углерода, образовавшегося в технологическом процессе (помимо выбросов от сжигания топлива — при наличии).
Выбросы определяются за один полный календарный год.
Примечание — При расчете удельных выбросов учитываются положения [8].
6.4 Расчет удельных выбросов парниковых газов в нефтеперерабатывающем производстве
Удельное значение образования ПГ рассчитывается для каждого технологического процесса как отношение массы образованных ПГ к массе переработанного сырья или выпущенной продукции за календарный год по формуле
E_{ghg} = \frac{m_{ghg}}{m_{p}} , (1)
где Eghg — удельное значение образования ПГ, т CO2-экв./т или м3 продукции или переработанного сырья;
mghg — масса образованных ПГ за календарный год, т CO2-экв.;
mp — масса переработанного сырья или выпущенной продукции за календарный год, т.
Масса образовавшихся ПГ рассчитывается по формуле
m_{ghg} = m_{CO_{2}gfu} + m_{CO_{2}lfu} + m_{CO_{2}fl} + m_{CO_{2}bg} + m_{CO_{2}bl} + m_{CO_{2}fe} + m_{CH_{4}} + m_{CO_{2}t} , (2)
где mghg — масса образованных ПГ за календарный год, т;
m_{CO_{2}gfu} — масса диоксида углерода, образовавшегося от сжигания газообразного углеводородного топлива, включая топливо печей дожига, т;
m_{CO_{2}lfu} — масса диоксида углерода, образовавшегося от сжигания жидкого углеводородного топлива, т;
m_{CO_{2}fl} — масса диоксида углерода, образовавшегося от сжигания углеводородного газа, поданного на факельную установку в границах процесса, т (если применимо);
m_{CO_{2}bg} — масса диоксида углерода, образовавшегося от углеводородного газа, использованного в процессе в качестве топлива при вспомогательном получении теплоэнергии или генерации электроэнергии (например, котел, теплоэлектроцентраль) в границах процесса, т (если применимо);
m_{CO_{2}bl} — масса диоксида углерода, образовавшегося от сжигания жидкого углеводородного топлива, использованного при вспомогательном получении теплоэнергии или генерации электроэнергии (например, котел, теплоэлектроцентраль) в границах процесса, т (если применимо);
m_{CO_{2}fe} — масса диоксида углерода, образовавшегося в технологическом процессе, т (помимо диоксида углерода от сжигания топлива и фугитивных выбросов);
m_{CH_{4}} — масса метана, образовавшегося на факельной установке или в технологическом процессе в составе фугитивных выбросов, т CO2-экв.;
m_{CO_{2}t} — масса диоксида углерода в составе фугитивных выбросов, т.
Масса метана определяется с учетом значения потенциала глобального потепления по формуле
m_{CH_{4}} = 0,01\rho_{CH_{4}} \cdot (N_{C_{1}t}V_{t} + N_{C_{1}fl}V_{fl}k_{ub}) \cdot GWP_{CH_{4}} , (3)
где m_{CH_{4}} — масса метана за календарный год, т CO2-экв.;
GWP_{CH_{4}} — потенциал глобального потепления для метана, принимаемое значение 25 в соответствии с [8];
N_{C_{1}fl} — молярная доля метана в углеводородном газе, подаваемого на факельную установку, %;
N_{C_{1}t} — молярная доля метана в углеводородном газе, подаваемого на технологические операции (без сжигания и без конверсии), %;
Vfl — объем углеводородного газа, поданного на факельную установку, тыс. м3;
Vt — объем углеводородного газа, поданного на технологические операции (без сжигания и без конверсии), тыс. м3;
kub — коэффициент недожога для факельной установки, принимаемый по умолчанию 0,005 в соответствии с таблицей 2.2 [8];
\rho_{CH_{4}} — плотность метана при н.у. (0,7170 кг/м3).
Примечание - н.у. — нормальные условия: давление — 101,325 кПа и температура — 273,15 К (0 °C).
Масса диоксида углерода, образовавшаяся в результате сжигания газообразного углеводородного топлива, рассчитывается по формуле
m_{CO_{2}gfu} = V_{gfu} \cdot 0,01(N_{C1} + 2N_{C2} + 3N_{C3} + 4N_{C4} + 5N_{C5} + 6N_{C6 +} + N_{CO} + N_{CO_{2}}) \cdot \rho_{CO_{2}} , (4)
где m_{CO_{2}gfu} — масса диоксида углерода, образовавшегося от сжигания газообразного углеводородного топлива, включая топливо печей дожига, за календарный год, т;
Vgfu — объем топлива, поданного для обеспечения подвода тепла, тыс. м3;
NC1, NC2 ... NC6+, NCO, N_{CO_{2}} — молярная доля соответствующих углеводородов или CO, CO2 в топливе, %;
\rho_{CO_{2}} — плотность диоксида углерода при н.у. (1,9768 кг/м3).
Масса диоксида углерода, образовавшегося от углеводородного газа, использованного в качестве топлива при вспомогательном получении теплоэнергии или генерации электроэнергии рассчитывается подобным образом.
Масса диоксида углерода от факельных установок рассчитывается по формуле
m_{CO_{2}fl} = V_{fl} \cdot 0,01(N_{CO_{2}} + (N_{C1} + 2N_{C2} + 3N_{C3} + 4N_{C4} + 5N_{C5} + 6N_{C6 +} + N_{CO}) \cdot (1 - k_{ub})) \cdot \rho_{CO_{2}} , (5)
где m_{CO_{2}fl} — масса диоксида углерода от факельных установок за календарный год, т;
Vfl — объем углеводородного газа, поданного на факельную установку, тыс. м3;
NC1, NC2 ... NC6+, NCO, N_{CO_{2}} — молярная доля соответствующих углеводородов или диоксида углерода в топливе, %;
kub — коэффициент недожога для факельной установки, принимаемый по умолчанию 0,005 в соответствии с таблицей 2.2 [8];
\rho_{CO_{2}} — плотность диоксида углерода при н.у. (1,9768 кг/м3).
При отсутствии данных от предприятий о составе углеводородного газа используется усредненный состав, значения содержания компонентов принимаются экспертной группой. Допускается определение выбросов ПГ в соответствии с [8].
Фугитивные выбросы диоксида углерода определяются по формуле
m_{CO_{2}t} = 0,01\rho_{CO_{2}}N_{CO_{2}t}V_{t} , (6)
где m_{CO_{2}t} — масса диоксида углерода в составе фугитивных выбросов, т;
\rho_{CO_{2}} — плотность диоксида углерода при н.у. (1,9768 кг/м3);
N_{CO_{2}t} — молярная доля диоксида углерода в углеводородном газе, подаваемого на технологические операции (без сжигания и без конверсии), %;
Vt — объем углеводородного газа, поданного на технологические операции (без сжигания и без конверсии), тыс. м3.
Масса диоксида углерода, образовавшегося от сжигания жидкого углеводородного топлива (m_{CO_{2}lfu}) , а также от жидкого углеводородного топлива, использованного при вспомогательном получении теплоэнергии или генерации электроэнергии (m_{CO_{2}bl}) , определяется с использованием данных от предприятий о сжигаемом жидком топливе или с использованием коэффициентов перевода расхода топлива в энергетические единицы, коэффициентов выбросов диоксида углерода и содержания углерода по видам топлива, приведенных в таблице 1.1 [8].
Масса диоксида углерода, образовавшегося в технологическом процессе ( m_{CO_{2}fe} , помимо диоксида углерода от сжигания топлива и фугитивных выбросов) определяется на основе оценки углеродного баланса технологического процесса с учетом положений [8].
7 Заключительные положения
На основании результатов отраслевого бенчмаркинга для производственных процессов нефтеперерабатывающей отрасли могут быть установлены ИП удельных выбросов ПГ двух уровней.
Верхний уровень ИП (ИП 1) — может использоваться в рамках правового регулирования отношений в области выбросов ПГ. ИП 1 рекомендуется определять по уровню девятого дециля (замыкающего первые 90%).
Нижний уровень ИП (ИП 2) — может использоваться при принятии решений о государственной поддержке. ИП 2 рекомендуется определять по уровню медианы (замыкающего 50%).
Для отдельных производственных процессов с учетом полноты собранных данных и особенностей технологии экспертной группой может быть принято решение об ином подходе к установлению ИП 1 и ИП 2 или об указании справочной информации по удельным показателям выбросов ПГ в ИТС НДТ.
БИБЛИОГРАФИЯ
| УДК 504.05:006.354 | ОКС 13.020.01 |
| Ключевые слова: правила, бенчмаркинг удельных выбросов парниковых газов, количественная оценка выбросов парниковых газов, переработка нефти | |