IX. Оценка влияния перспективного развития электроэнергетики на окружающую среду

156. Оценка влияния перспективного развития электроэнергетики на окружающую среду должна осуществляться при разработке генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики посредством оценки воздействия на окружающую среду существующих и планируемых к строительству (реконструкции) ТЭС на органическом топливе, которые в соответствии с критериями отнесения объектов, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду, к объектам I, II, III и IV категорий, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2020 г. N 2398 <25>, относятся (будут относиться) к объектам I и II категории.

--------------------------------

<25> Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, N 2, ст. 447; N 42, ст. 7116. Данное постановление действует до 1 января 2027 г.

157. Оценка влияния перспективного развития электроэнергетики на окружающую среду должна осуществляться по ЕЭС России, синхронным зонам и технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам.

158. Оценка ожидаемых объемов воздействия ТЭС на окружающую среду должна осуществляться на основании технологических нормативов, определенных в соответствии со статьей 23 Федерального закона от 10 января 2002 г. N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды" <26>.

--------------------------------

<26> Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 2, ст. 133; 2017, N 31, ст. 4774.

159. Анализ динамики ожидаемых объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу в расчетном периоде должен выполняться начиная с базового года, на основе информации, указанной в подпункте "е" пункта 47 Методических указаний. В случае отсутствия информации за базовый год, вместо базового года для анализа динамики ожидаемых объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу может быть принят любой год базового периода.

160. При оценке воздействия ТЭС на качество атмосферного воздуха должна осуществляться оценка ожидаемых объемов выбросов и удельных выбросов в атмосферу следующих нормируемых вредных (загрязняющих) веществ:

а) твердых частиц (летучей золы);

б) диоксида серы (SO₂);

в) оксидов азота (NO_X).

161. Оценка ожидаемых объемов выбросов и удельных выбросов в атмосферу нормируемых вредных (загрязняющих) веществ должна проводиться на основании:

а) данных государственной статистической отчетности организаций, являющихся собственниками или иными законными владельцами электростанций, по объемам выбросов нормируемых загрязняющих веществ (твердых частиц, диоксида серы, оксидов азота) в базовый период;

б) технологических нормативов удельных выбросов в атмосферу нормируемых загрязняющих веществ для вводимого в эксплуатацию энергетического оборудования (для твердого топлива - выбросы твердых частиц, SO₂ и NO_x, для нефтетоплива - SO₂ и NO_x, для газообразного топлива - NO_x) в соответствии с Приложением Г к информационно-техническому справочнику по наилучшим доступным технологиям ИТС 38-2017 "Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии" <27> (далее - ИТС 38-2017) и таблицами 1, 2 и 3 раздела 11 национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 55173-2012 "Установки котельные. Общие технические требования" <28> (далее - ГОСТ Р 55173-2012);

--------------------------------

<27> Утвержден приказом Росстандарта от 22 декабря 2017 г. N 2929 (Бюро НДТ, 2017).

<28> Утвержден и введен в действие приказом Росстандарта от 23 ноября 2012 г. N 1142-ст (М., Стандартинформ, 2014).

в) нормативов удельных выбросов оксидов азота для действующих ТЭС в соответствии с таблицами 4, 5 и 6 раздела 11 ГОСТ Р 55173-2012;

г) национальных значений коэффициентов эмиссии диоксида углерода (т CO₂/т у.т.) для различных видов топлива, предусмотренных Приложением Г к ИТС 38-2017;

д) прогноза потребности в топливе действующих и планируемых к вводу в эксплуатацию в расчетном периоде ТЭС по видам топлива, сформированного в соответствии с главой VIII Методических указаний;

е) характеристик режимов сжигания топлива, влияющих на выход загрязняющих веществ, в том числе мероприятия по подавлению образования оксидов азота в топке котла;

ж) имеющейся информации об эффективности природоохранного оборудования, в том числе о коэффициентах полезного действия систем золоулавливания, сероочистки, азотоочистных технологий, коэффициенте эффективности технологических мероприятий по подавлению образования оксидов азота в топке котла;

з) сведений о потребности в топливе ТЭС, на которых планируется сооружение сероочистных установок.

162. Оценка ожидаемых выбросов (тыс. т/год) в атмосферу загрязняющих веществ ТЭС должна определяться по формуле:

, (74)

где:

- ожидаемое количество нормируемого загрязняющего вещества (тыс. т/год), выбрасываемого в атмосферу действующим генерирующим оборудованием в расчетном году t;

- ожидаемое количество нормируемого загрязняющего вещества (тыс. т/год), выбрасываемого в атмосферу планируемым к вводу в эксплуатацию генерирующим оборудованием в расчетном году t.

163. Количественная оценка прогресса электроэнергетики в охране атмосферного воздуха от загрязнения должна осуществляться на основе динамики удельных выбросов вредных веществ в атмосферу.

Удельные выбросы вредных веществ в атмосферу должны рассчитываться путем отнесения их валовых выбросов:

а) к приведенной выработке электрической энергии, определяемой как величина выработки энергии на электростанциях, учитывающая отпуск электростанциями электрической и тепловой энергии, приведенная к единицам электрической энергии;

б) к расходу топлива, определяющему выброс ингредиента загрязнения.

164. Оценка ожидаемых объемов выбросов загрязняющих веществ в атмосферу действующими ТЭС по отдельным нормируемым ингредиентам загрязнения должна осуществляться в следующем порядке:

а) выбросы твердых частиц действующими электростанциями (тыс. т/год) должны определяться по формуле:

, (75)

где:

- фактический (плановый или нормативный) средневзвешенный коэффициент полезного действия (о.е.) (эффективность) золоулавливания в расчетном году t;

i - индекс вида топлива (в том числе типа углей);

- количество отходящих твердых частиц, образующихся при сжигании i-того вида топлива на действующих электростанциях в расчетном году t (тыс. т/год), определяемое по формуле:

, (76)

где:

- объем натурального топлива i-го вида (типа углей), которое планируется сжигать на действующих электростанциях в расчетном году t (тыс. т/год);

a_ун - доля золы, уносимой из топки в газоходы котла (при отсутствии информации принимается равной 0,9);

- зольность топлива i-го вида на рабочую массу (%), определяемая в соответствии с таблицей 1 приложения N 6 к Методическим указаниям;

- потери тепла от механической неполноты сгорания топлива (%) i-го вида, определяемые в соответствии с таблицей 2 приложения N 6 к Методическим указаниям;

- низшая теплота сгорания топлива i-го вида (кДж/кг), определяемая в соответствии с таблицей 1 приложения N 6 к Методическим указаниям;

б) выбросы диоксида серы действующими электростанциями ( тыс.т/год) должны определяться по формуле:

, (77)

где:

- количество отходящего диоксида серы, образующегося в котлоагрегатах действующих электростанций, сжигающих i-ый вид топлива в расчетном году t (тыс. т/год), определяемое по формуле:

, (78)

где:

- объем натурального топлива i-го вида, которое планируется сжигать на действующих электростанциях в расчетном году t (тыс. т/год);

S^P - сернистость топлива i-го вида на рабочую массу в базовом году (%), определяемая в соответствии с таблицей 1 приложения N 6 к Методическим указаниям;

- доля диоксида серы, связываемого золой i-го вида топлива в котле, определяемая в соответствии с таблицей 3 приложения N 6 к Методическим указаниям;

в) выбросы оксидов азота действующими электростанциями (тыс. т/год) должны определяться по формуле:

(79)

где:

- количество отходящих оксидов азота, образующихся в котлоагрегатах действующих электростанций, сжигающих i-ый вид топлива в расчетном году t (тыс. т/год), определяемое по формуле:

, (80)

где:

B_i(t) - объем условного топлива i-го вида, которое планируется сжигать на действующих электростанциях в расчетном году t (тыс. т у.т/год);

- потери тепла от механической неполноты сгорания топлива i-го вида (%), определяемые в соответствии с таблицей 2 приложения N 6 к Методическим указаниям;

- средний коэффициент эффективности технологических методов подавления образования оксидов азота в топке котла в расчетном году t (о.е.), который принимается в пределах 0,2 - 0,5 или равным 0 при отсутствии соответствующих мероприятий;

- удельный выброс оксидов азота для разных видов топлива в пересчете на условное (кг/т у.т.), определяемый в соответствии с таблицей 4 приложения N 6 к Методическим указаниям.

165. Пересчет объемов условного топлива в натуральное должен осуществляться в соответствии с пунктом 150 Методических указаний.

166. При планировании собственниками или иными законными владельцами электростанций сооружения сероочистных установок на отдельных ТЭС расчет выброса диоксида серы должен выполняться по формуле:

. (81)

При этом - количество диоксида серы, улавливаемого сероочистными установками из дымовых газов на электростанции j, на которой намечено сооружение сероочистной установки, в расчетном году t (тыс. т/год), должно определяться по формуле:

, (82)

где:

- объем выброса диоксида серы электростанцией j в расчетном году t (тыс. т/год);

- коэффициент полезного действия сероочистной установки в зависимости от технологии сероочистки (о.е.).

167. При невозможности достижения нормативов выбросов NOx технологическими методами должно предусматриваться применение специальных азотоочистных технологий в соответствии с пунктами 2.3.3, 3.3 и 4.3.3 ИТС 38-2017.

168. При планировании собственниками или иными законными владельцами электростанций применения специальных азотоочистных технологий на отдельных ТЭС учет снижения выбросов NOx должен осуществляться в порядке, аналогичном установленному для учета снижения выбросов SO₂ при применении сероочистных установок, определяемого в соответствии с пунктом 166 Методических указаний, при коэффициентах полезного действия азотоочистных технологий в формуле (82) в соответствии с таблицами 2.7, 3.5 и 4.8 ИТС 38-2017.

169. Оценка ожидаемых выбросов в атмосферу загрязняющих веществ от планируемого к вводу в эксплуатацию генерирующего оборудования должна осуществляться по формуле:

, (83)

где:

m_j - технический норматив удельного выброса в атмосферу нормируемого загрязняющего вещества для вводимого в эксплуатацию генерирующего оборудования j (кг/ту.т.), определяемый в соответствии с таблицами 4, 5 и 6 раздела 11 ГОСТ Р 55173-2012;

B_j(t) - объем условного топлива, которое планируется сжигать на вводимом в эксплуатацию энергоблоке j в расчетном году t (тыс. т у.т./год).

170. Эмиссия диоксида углерода CO₂ электростанций должна рассчитываться по формуле:

, (84)

где:

- эмиссия диоксида углерода в расчетном году t (млн т/год);

B_i(t) - объем условного топлива i-го вида (уголь (всего), нефтетопливо, газообразное топливо), которое намечено сжигать на ТЭС в расчетном году t (млн т у.т./год);

K_i - коэффициент эмиссии CO₂ для различных видов топлива (о.е.), равный для углей - 2,76, для нефтетоплива - 2,25, для газообразного топлива - 1,62.