на ед. тыс. раста парка. состояния. Воздействие на охраняемые природные территории (заповедники, национальные парки, заказники).




CASPIAN ENERGY
RESEARCH
OIL AND GAS GEOLOGY AND ENGINEERING УТВЕРЖДАЮ: Директор
ТОО «Эмбаведьойл»
_____________Чердабаев М.М.
Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС)
к «Групповому техническому проекту на
строительство эксплуатационных и оценочных скважин
на месторождении Камыскуль Южный глубиной 300 м»

Генеральный директор
ТОО «Каспиан Энерджи Ресерч»
Бегаришев Р.Х.
г. Атырау, 2017 г.
СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ
Исполнитель: ТОО «Каспиан Энерджи Ресерч» (государственная лицензия на природоохранное проектирование №01042Р от 14.07.07 г., выданная Министерством охраны окружающей среды).
Эколог:
Кисманова А.Н.
Эколог: Тлеугожина М.С.
СОДЕРЖАНИЕ
РАЗДЕЛ 1. ВВЕДЕНИЕ 6
РАЗДЕЛ 2. ОБЗОР НОРМАТИВНО-ПРАВОВОЙ И ЗАКОНОДАТЕЛЬНОЙ БАЗЫ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН В ОБЛАСТИ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 7
РАЗДЕЛ 3. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕРРИТОРИИ ПРОЕКТИРУЕМЫХ РАБОТ 9
3.1. Общие сведения о районе работ 9
3.2. Природно-климатические условия 12
3.3. Характеристика геологического строения 13
3.4 Современное состояние атмосферного воздуха 23
3.5. Гидрогеологическая характеристика 25
3.6. Характеристика почвенно-растительного покрова 30
3.7. Животный мир 32
3.8. Радиационная обстановка территории 34
3.9. Рекультивация земель 35
3.10. Памятники истории и культуры 38
РАЗДЕЛ 4. СОСТОЯНИЕ СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ 39
4.1. Общая информация 39
4.2. Хозяйственно-экономическая деятельность 40
4.3. Краткие итоги социально-экономического развития за январь-апрель 2016 года 40
РАЗДЕЛ 5. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЕКТИРУЕМЫХ РАБОТ 45
5.1. Краткое описание планируемых работ 45
5.2. Характеристика проектируемого объекта как источника воздействия на окружающую среду. 52
5.3. Обустройство временных объектов при проведении работ 53
РАЗДЕЛ 6. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ В ПЕРИОД СТРОЙТЕЛЬСТВА СКВАЖИН 55
6.1. Атмосферный воздух 55
6.1.1. Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу от стационарных источников 57
6.1.2. Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу от передвижных источников загрязнения 133
6.1.3. Предложение по установлению нормативов предельно-допустимых выбросов (ПДВ) 135
6.2. Расчет рассеивания вредных веществ в атмосфере 160
6.3. Обоснование размера санитарно-защитной зоны 166
6.4. Характеристика аварийных и залповых выбросов и мероприятия по их предотвращению 167
6.5. Мероприятия по снижению загрязнения 168
6.6. Воздействие работ на водные объекты 169
6.6.1. Система водоснабжения и водоотведения 169
6.6.2. Характеристика воздейтвия на поверхностные и грунтовые воды 172
6.6.3 Мероприятия по охране водных ресурсов 173
6.7. Воздействие на грунтовые воды 173
6.7.1. Мероприятия по уменьшению возможного негативного воздействия 174
6.8. Бытовые и промышленные отходы и их утилизация 175
6.8.1. Характеристика отходов производства и потребления 175
6.8.2. Обращение с отходами 180
6.9. Воздействие на почвенно-растительный покров 185
6.9.1. Источники и виды воздействия 185
6.9.2. Устойчивость почвенно-растительного покрова к антропогенным нагрузкам 186
6.9.3. Оценка воздействия на почвенно-растительный покров и мероприятия по минимизации нарушений почвенно-растительного покрова 189
6.9.4. Рекомендуемые мероприятия по минимизации нарушений почвенно-растительного покрова и рекультивации почв 192
6.10. Животный мир 194
6.10.1. Источники и виды воздействия 194
6.10.2. Оценка воздействия на животный мир 197
6.10.3. Мероприятия по охране животного мира 199
6.11. Оценка возможного физического воздействия на окружающую среду 199
6.11.1. Производственный шум 199
6.11.2. Шум от автотранспорта 201
6.11.3. Электромагнитные излучения 201
6.11.4. Вибрации 202
6.11.5. Радиационное загрязнение 202
6.12. Оценка экологического риска намечаемых проектных решений 202
6.12.1. Обзор возможных аварийных ситуаций 202
РАЗДЕЛ 7. КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОКРУЖАЮЩУЮ ПРИРОДНУЮ СРЕДУ 205
РАЗДЕЛ 8. ПРЕДЛОЖЕНИЕ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО МОНИТОРИНГА 209
РАЗДЕЛ 9. ПЛАТА ЗА НЕИЗБЕЖНЫЙ УЩЕРБ И ЗАГРЯЗНЕНИЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ 211
9.1. Расчет платы за выбросы вредных веществ в атмосферу 211
9.1.1. Расчет платы за выбросы от стационарных источников 211
9.2. Расчет платы за размещение отходов 213
РАЗДЕЛ 10. ЗАКЛЮЧЕНИЕ 214
РАЗДЕЛ 11. ЗАЯВЛЕНИЕ ОБ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ПОСЛЕДСТВИЯХ 216
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 220
ПРИЛОЖЕНИЯ: РАЗДЕЛ 1. ВВЕДЕНИЕ.
Настоящая работа представляет собой проект оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС) к «Групповому техническому проекту на строительство эксплуатационных и оценочных скважин на месторожении Камыскуль Южный глубиной 300 м».
Целью проекта является оценка воздействия на окружающую среду при строительстве поисковой скважины.
Оценка воздействия на окружающую среду выполнена в соответствии с требованиями «Экологического Кодекса Республики Казахстан» и согласно «Инструкции по проведению оценки воздействия на окружающую среду», утвержденная приказом Министра охраны окружающей среды Республики Казахстан от 28 июня 2007 года №204-П.
Основная цель ОВОС – оценка всех факторов воздействия на компоненты окружающей среды, прогноз изменения качества окружающей среды при реализации проекта с учетом исходного ее состояния, выработка рекомендаций по направлению дальнейших исследований с целью разработки на последующих стадиях проектирования мероприятий по снижению или ликвидации различных видов воздействий на отдельные компоненты окружающей среды и здоровье населения.
В соответствии с вышеназванным, этапами проведения ОВОС являются:
характеристика и оценка современного состояния окружающей среды, включая атмосферу, гидросферу, литосферу и фауну, выявление приоритетных по степени антропогенной нагрузки природных сред;
анализ проектируемой производственной деятельности с целью установления видов и интенсивности воздействия на окружающую среду, пространственного распределения источников воздействия;
комплексная прогнозная оценка ожидаемых изменений окружающей среды в результате планируемой деятельности на участке работ;
природоохранные мероприятия по снижению антропогенной нагрузки на окружающую среду.
Заказчик
ТОО «Эмбаведьойл»
Республика Казахстан, г.Атырау, ул.Смагулова 4а.
Разработчик: ТОО «Каспиан Энерджи Ресерч»
Адрес: г. Атырау, пер. Хакимова 4, тел. 8(7122) 355133. Государственная лицензия на природоохранное проектирование, нормирование, серии №01042Р от 14.07.07 г., выданная Министерством Охраны Окружающей Среды Республики Казахстан.
РАЗДЕЛ 2. ОБЗОР НОРМАТИВНО-ПРАВОВОЙ И ЗАКОНОДАТЕЛЬНОЙ БАЗЫ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН В ОБЛАСТИ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.В соответствии с Экологическим кодексом Республики Казахстан (от 9.01.2007 №212-III с изменениями и дополнениями по состоянию на 28.12.2016 г.) любые предпроектные и проектные материалы должны содержать раздел «Оценка воздействия проектируемых работ на окружающую среду». Экологическим основанием для проведения операций по недропользованию являются положительные заключения государственных экологической и санитарно-эпидемиологической экспертиз контрактов на недропользование, проектной документации и экологическое разрешение (ст.218). Экологической и санитарно-эпидемиологической экспертизе подлежит вся предпроектная и проектная документация, которая должна включать оценку воздействия планируемой деятельности на окружающую среду.
Требования Экологического кодекса направлены на обеспечение экологической безопасности, предотвращение вредного воздействия любой хозяйственной деятельности на естественные экологические системы, сохранение биологического разнообразия и организацию рационального природопользования. В кодексе определены объекты и основные принципы охраны окружающей среды, экологические требования к хозяйственной и иной деятельности, экономические механизмы охраны окружающей среды и компетенции органов государственной власти и местного самоуправления, права и обязанности граждан и общественных организаций в области охраны окружающей среды.
В Экологическом кодексе сформулированы экологические требования к природопользователям, осуществляющим хозяйственную деятельность. Указано, что эксплуатация любых промышленных объектов должна осуществляться с учетом установленных экологических требований, с использованием экологически обоснованных технологий, необходимых очистных сооружений и зон санитарной охраны, исключающих загрязнение окружающей среды.
В Кодексе указано, что все операции по недропользованию являются экологически опасными видами хозяйственной деятельности и должны выполняться с соблюдением определенных требований (см. ст. 220).
При проектировании хозяйственной деятельности должны быть предусмотрены:
соблюдение нормативов качества окружающей среды;
обезвреживание и утилизация опасных отходов;
использование малоотходных и безотходных технологий;
применение эффективных мер предупреждения загрязнения окружающей среды;
воспроизводство и рациональное использование природных ресурсов.
Финансирование и реализация проектов, по которым отсутствуют положительные заключения государственных экологической и санитарно-эпидемиологической экспертиз запрещается (ст. 198).
Кроме Экологического кодекса вопросы охраны окружающей среды и здоровья населения регулируются следующими основными законами:
Водный кодекс Республики Казахстан от 9 июля 2003 года №481-II (с изменениями и дополнениями по состоянию на 28.04.2016 г.);
Земельный кодекс Республики Казахстан от 20 июня 2003 года №442-II (с изменениями и дополнениями по состоянию на 30.06.2016 г.);
Лесной кодекс Республики Казахстан от 8 июля 2003 г. № 477-II (с изменениями по состоянию на 08.04.2016 г.);
Закон Республики Казахстан «Об обязательном экологическом страховании» от 13 декабря 2005 года №93-III (с изменениями по состоянию на 27.04.2015 г.);
Закон Республики Казахстан «О разрешениях и уведомлениях» от 16 мая 2014 года № 202-V (с изменениями от 26.07.2016 г.);
Закон Республики Казахстан «О недрах и недропользовании» от 24 июня 2010 года №291-IV (с изменениями по состоянию на 30.11.2016 г.);
Закон Республики Казахстан «Об архитектурной, градостроительной и строительной деятельности в Республике Казахстан от 16 июля 2001 года №242-II (с изменениями и дополнениями по состоянию на 07.04.2016 г.);
Закон Республики Казахстан «Об особо охраняемых природных территориях» от 7 июля 2006 года №175-III (с изменениями от 04.12.2015 г.);
Закон Республики Казахстан «Об охране, воспроизводстве и использовании животного мира» от 9 июля 2004 года №593-II (с изменениями и дополнениями по состоянию на 29.03.2016 г.);
Закон Республики Казахстан «Об охране и использовании объектов историко-культурного наследия» от 2 июля 1992 года №1488-XII (с изменениями и дополнениями по состоянию на 29.03.2016 г.);
Закон Республики Казахстан «О гражданской защите» от 11 апреля 2014 года №188-V (с изменениями и дополнениями по состоянию на 08.04.2016 г.);
Закон Республики Казахстан «О радиационной безопасности населения» от 23 апреля 1998 г. №219-1 (с изменениями и дополнениями по состоянию на 12.01.2016 г.);
Кодекс Республики Казахстан «О здоровье народа и системе здравоохранения» от 18 сентября 2009 года №193-IV (с изменениями и дополнениями по состоянию на 22.12.2016г.).
Казахстанское природоохранное законодательство базируется на использовании экологических критериев, таких как предельно допустимые концентрации (ПДК) и нормативы эмиссий.
Под ПДК понимается такая концентрация химических элементов и их соединений в окружающей среде (воздухе, воде, почве), которая при повседневном влиянии в течение длительного времени на организм человека не вызывает патологических изменений или заболеваний. ПДК в воздухе установлены отдельно для рабочей зоны, т.е. для работающего персонала, и населенных мест (для населения). Значения ПДК в воздухе для различных веществ определены в Санитарных правилах «Санитарно-эпидемиологические требования к водоисточникам, местам водозабора для хозяйственно-питьевых целей, хозяйственно-питьевому водоснабжению и местам культурно-бытового водопользования и безопасности водных объектов», утвержденный приказом МНЭ РК от 16 марта 2015 года № 209.
ПДК в воде установлены отдельно для питьевой воды, для водоемов коммунально-бытового назначения и для рыб хозяйственных водоемов.
Токсичные и высокотоксичные вещества, используемые при строительстве и эксплуатации проектируемых объектов, а также опасные производственные процессы должны соответствовать требованиям, Экологического Кодекса Республики Казахстан, Водного кодекса Республики Казахстан, Кодекса Республики Казахстан «О здоровье народа и системе здравоохранения» и законов Республики Казахстан «О техническом регулировании» от 9 ноября 2004 года (с изм. и дополнениями от 07.04.2016 г), «О безопасности химической продукции» от 21 июля 2007 года (с изм. и дополнениями от 29.10.2015 г).
К нормативам эмиссий относятся: технические удельные нормативы эмиссий; нормативы предельно допустимых выбросов и сбросов загрязняющих веществ; нормативы размещения отходов производства и потребления; нормативы допустимых физических воздействий (количества тепла, уровня шума, вибрации, ионизирующего излучения и иных физических воздействий). Нормативы предельно допустимых выбросов и сбросов для отдельных объектов и предприятий определяются в результате расчетов в составе Проектов ОВОС или отдельных документов, которые после согласования с государственными органами являются основой для выдачи экологических разрешений.
Статус различных видов особо охраняемых территорий определен в Законе «Об особо охраняемых природных территориях» РК от 7 июля 2006 года №175-III (с изменениями и дополнениями от 04.12.2015 г). Ст. 73 данного закона гласит: «Акватория восточной части Северного Каспия с дельтами рек Волги (в пределах Республики Казахстан) и Урала входит в государственную заповедную зону в северной части Каспийского моря, предназначенную для сохранения рыбных запасов, обеспечения оптимальных условий обитания и естественного воспроизводства осетровых и других ценных видов рыб.» Операции по разведке и добыче углеводородного сырья на этой акватории должны проводиться с учетом специальных экологических требований, изложенных в Экологическом кодексе Республики Казахстан.
Общие экологические требования при осуществлении хозяйственной и иной деятельности в государственной заповедной зоне в северной части Каспийского моря изложены в ст. 262 Экологического кодекса. В частности, там указывается на запрет на сброс сточных вод и отходов, за исключением ограниченного перечня незагрязненных или очищенных сточных вод, в том числе вод систем охлаждения и пожаротушения и балластовых вод, сбрасываемых по разрешению уполномоченных государственных органов в области охраны окружающей среды, использования и охраны водного фонда, а также государственного органа в области санитарно-эпидемиологического благополучия населения. Температура воды в результате сброса за пределами контрольного створа не должна повышаться более чем на пять градусов по сравнению со среднемесячной температурой воды в период сброса за последние десять лет. Отношения в области использования и охраны водного фонда Республики Казахстан, к которому относятся все поверхностные и подземные воды, регулируются «Водным кодексом» РК. В ст. 120 данного закона указывается на то, что при разведке и добыче полезных ископаемых недропользователи обязаны принимать меры по предупреждению загрязнения и истощения поверхностных и подземных вод.
При проектировании сооружений на водных объектах, в водоохранных зонах и полосах, должны соблюдаться требования, установленные «Правилами согласования, размещения, ввода в эксплуатацию предприятий и других сооружений, влияющих на состояние вод, а также условия производства строительных и других работ на водных объектах, водоохранных зонах и полосах» (утв. Постановлением Правительства РК от 3.02.2004 №130 с изменениями и дополнениями по состоянию на 26.06.2014 г.). В данном документе приведен перечень государственных органов, с которыми должна быть согласована предпроектная и проектная документация на строительство объектов на различных этапах проектирования.
В соответствии с требованиями Закона Республики Казахстан «О радиационной безопасности населения» при выборе земельных участков для строительства зданий и сооружений должны проводиться исследование и оценка радиационной обстановки в целях защиты населения и персонала от влияния природных радионуклидов.
Закон РК «Об обязательном экологическом страховании» предусматривает обязательное экологическое страхование для всех экологически опасных предприятий. Страховым случаем будет являться внезапное непредвиденное загрязнение окружающей среды, вызванное аварией, сопровождающееся сверхнормативным поступлением в окружающую среду потенциально опасных веществ и вредных физических воздействий.
Целью обязательного экологического страхования является возмещение вреда, причиненного жизни, здоровью, имуществу третьих лиц и (или) окружающей среде в результате ее аварийного загрязнения. Физические и юридические лица, осуществляющие экологически опасные виды деятельности, в обязательном порядке должны заключать договора об обязательном экологическом страховании.
Животный мир является важной составной частью природных богатств Республики Казахстан. Закон РК «Об охране, воспроизводстве и использовании животного мира» принят для того, чтобы обеспечить эффективную охрану, воспроизводство и рациональное использование животного мира. В нем определены основные требования к охране животных при осуществлении производственных процессов и эксплуатации транспортных средств. Закон определяет порядок осуществления государственного контроля охраны, воспроизводства и использования животного мира, а также меры ответственности за нарушение законодательства.
Дифференцированные требования к проведению оценки воздействия на окружающую среду устанавливаются «Инструкцией по проведению оценки воздействия на окружающую среду», утвержденной Приказом Министра ООС РК от 28 июня 2007 года №204-п (с изменениями в соответствии с Приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 17 июня 2016 года № 253). В этом документе определены требования к составу документа и основные особенности проведения оценки воздействия на каждой стадии проектирования.
В соответствии с Экологическим кодексом, для официального утверждения любого проекта в Республике Казахстан необходимо проведение его экологической экспертизы государственным уполномоченным органом в области охраны окружающей среды.
Финансирование и последующая реализация проектов, для которых обязательно проведение экологической экспертизы, банками и иными финансовыми организациями без положительного заключения экологической экспертизы запрещено.
На Государственную экологическую экспертизу представляется проектная документация с оценкой воздействия на окружающую среду с материалами обсуждения представляемых материалов с общественностью.
Общественные слушания проводятся в соответствии с Правилами проведения общественных слушаний, утвержденных приказом Министра охраны окружающей среды Республики Казахстан от 07 мая 2007 года №135-п (с изменениями от 21.06.2016 г.).
соответствии с Экологическим кодексом используются такие экономические механизмы регулирования охраны окружающей среды и природопользования, как плата за эмиссии в окружающую среду, плата за пользование отдельными видами природных ресурсов, экономическое стимулирование охраны окружающей среды, экологическое страхование, экономическая оценка ущерба, нанесенного окружающей среде и т.д.
соответствии со статьей 69 Экологического кодекса все природопользователи, осуществляющие эмиссии в окружающую среду, обязаны получить в уполномоченном органе в области охраны окружающей среды разрешение на эмиссии в окружающую среду. При этом под эмиссиями понимаются выбросы, сбросы загрязняющих веществ, размещение отходов производства и потребления в окружающей среде, вредные физические воздействия.
Объемы допустимых выбросов и сбросов, объемы отходов и нормативы физических воздействий определяются в соответствии с требованиями «Методики определения нормативов эмиссий в окружающую среду», утвержденной приказом Министра охраны окружающей среды РК от 16 апреля 2012 года №110-п. (с изменениями от 17.06.2016 г.)
Расчет платы за загрязнение окружающей среды в результате выбросов и сбросов загрязняющих веществ, а также размещения отходов производится в соответствии с Налоговым кодексом РК (ст. 492-496 Главы 71 «Плата за эмиссии в окружающую среду») и Методикой расчета платы за эмиссии в окружающую среду (Приказ Министра ООС РК от 8 апреля 2009 года №68-п). Ставки платы за эмиссии определяются, исходя из размера месячного расчетного показателя (МРП), установленного на соответствующий финансовый год законом о республиканском бюджете.
В соответствии со статьей 16 Экологического кодекса РК разработаны «Правила экономической оценки ущерба от загрязнения окружающей среды», которые были утверждены Постановлением Правительства РК от 27.06.2007 г. №535 (с изменениями и дополнениями от 21.06.2016г).
РАЗДЕЛ 3. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕРРИТОРИИ ПРОЕКТИРУЕМЫХ РАБОТ.
3.1 Общие сведения о районе работ.
Площадь Камысколь Южный находится в юго-восточной части Прикаспийской впадины.
По административному делению относится к Жылыойскому району Атырауской области.
Ближайшими населенными пунктами являются город Кульсары, поселки Бекбике, Комсомольский, находящиеся от площади работ на расстоянии 50-60 км к юго- и северо-западу, в непосредственной близости от которых проходит железная дорога Атырау-Мангышлак.
В орографическом отношении площадь представляет собой слабовсхолмленную равнину. В северной части рельеф осложнен множеством оврагов, стариц и протоков, образованных р. Кайнар. Южная часть площади покрыта большим количеством песчаных бугров, чередующихся сорами.
Абсолютные отметки поверхности изменяются от минус 9 до минус 16 м.
Климат района резконтинентальный с жарким засушливым летом и холодной зимой.
Гидрографическая сеть представлена рекой Кайнар с ее притоками. В весеннее время, особенно после многоснежных зим, р. Кайнар несет значительное количество пресных вод, однако, в течение лета сток постепенно уменьшается, вода засолоняется и к концу лета пересыхает полностью.
Уровень подземных вод находится на глубине 15-20 м.
Растительность крайне бедна и редка, представлена типичными пустынными и полупустынными видами, в основном, солончаковыми растениями: джусаном, биюргуном.
Обзорная карта расположения приведена на рис.3.1.
53911594297500
Рис. 3.1 Обзорная карта района работ
В орографическом отношении исследуемая территория представляет собой слабо всхолмленную равнину, полого наклоненную на юго-запад, с абсолютными отметками 50-54 м. Имеются непроходимые соры.
Климат района работ резко континентальный, с большой амплитудой колебания сезонных и суточных температур, с сухим жарким летом и холодной зимой. Температура воздуха понижается зимой до –400С в январе месяце, а самый жаркий месяц – июль с максимальной температурой 440С. Преобладающее направление ветров – восточное и северо-восточное. Осадков выпадает около 100 мм в год, которые выпадают, в основном, в течение осенне-зимнего сезона. Снежный покров удерживается обычно с ноября до середины марта.
Гидрографическая сеть не развита. Естественных водоисточников не имеется, колодцев нет. Пресная питьевая вода подвозится из г. Кульсары. Для целей технического водоснабжения пригодны подземные воды четвертичных отложений и альб-сеноманского горизонта нижнего мела.
Растительность района полупустынная и представлена типчаково-белополынными травами, выгорающими в начале лета. Животный мир очень беден.
В экономическом отношении район работ является сельскохозяйственным: здесь занимаются овцеводством. В летне-осенний период дороги проходимы любым автотранспортом, в зимнее время проезд затруднён из-за снежных заносов, а в период весенней распутицы проезд может осуществляться только гусеничной техникой.
С учетом горно-геологических условий и анализа данных по ранее пробуренным скважинам и совмещенного графика давлений выбрана соответствующая конструкция скважины, позволяющая безопасное вскрытие всего стратиграфического комплекса проектного разреза.
3.2. Природно-климатические условия.
Абсолютные максимальные температуры и климат Жылыойского района формируется под преобладающим влиянием арктических, иранских и туранских воздушных масс. В холодные период года здесь господствуют массы воздуха, поступающие из западного отрога сибирского антициклона, в теплый период они сменяются перегретыми тропическими массами из пустынь Средней Азии и Ирана. Под влиянием этих воздушных масс формируется резкоконтинентальный, крайне засушливый тип климата.
Температура воздуха. Резко континентальный климат Жылыойского района характеризуется большими колебаниями сезонных и суточных температур.
В соответствии с картой климатического районирования для строительства (МСН 2.04-01-98) территория Макатского района относится к IVГ климатическому подрайону.
Средние месячные значения температур воздуха в январе варьируют от -7,8 до-130 С, испытывая понижения ночью до -20-160 С и повышения днем до -40 С. В отдельные аномально холодные зимы здесь отмечаются морозы до -36 и даже -400 С, в аномально теплые - неожиданные оттепели до +5-150 С.
Резкий переход от отрицательных к положительным температурам наблюдается в конце марта. В течение апреля происходит быстрое нарастание температурного фона. Перегревные условия создаются в мае и сохраняются вплоть до октября. Самым жарким является июль, когда средняя температура воздуха колеблется в пределах +25-26,50 С, испытывая днем увеличение до +30-330 С, а ночью - понижение до +18-200 С. Средние максимальные температуры воздуха в исследуемом районе достигают значений до + 340С.
Продолжительность периода с температурой воздуха выше +100С варьирует от 170-180 дней.
Атмосферные осадки, влажность воздуха, испарение. По условиям увлажнения рассматриваемая территория относится к сухим и в целом безводным районам.
Больше всего осадков выпадает в виде дождя, смешанные осадки составляют 12 % общего количества осадков, твердые – 20 %.
Для Макатского района, годовая сумма атмосферных осадков колеблется от 100 до 200 мм. Одновременно с этим наблюдается также и уменьшение числа дней с осадками. Число дней с осадками за год в среднем составляет 50-70, меняется и соотношение осадков по сезонам года.

Рис. 2.1 Количество сезонных осадков (% от годовых сумм), осредненных по климатическим зонам.
Засушливость климата находит отражение и в режиме относительной влажности воздуха.
Относительная влажность воздуха. Летом здесь почти повсеместно относительная влажность воздуха колеблется в пределах 55-60 %.
Годовой ход относительной влажности обратен годовому ходу температуры воздуха и парциального давления водяного пара.
К числу климатических характеристик режима относительной влажности относится повторяемость дней с очень низкой ( 30% в любой из сроков) влажностью воздуха (сухие дни) и дней со значительной влажностью (> 80 % в 13 ч.) (влажные дни).
число дней с относительной влажностью менее 30% в среднем за год меняется по территории в широких пределах.
Учитывая, что сумма атмосферных осадков в этом районе не превышает 170-200 мм в год, а иногда меньше (до 100 мм), получается дефицит увлажнения от 800 до 1000 мм в год.
Ветер.В атмосфере Жылыойского района благодаря близости Каспийского моря и его прибрежных районов происходит взаимодействие холодных полярных и теплых субтропических масс
воздуха. На характер погоды и климата наибольшее влияние оказывают следующие синоптические процессы: воздействие азорского, скандинавских, карских антициклонов, влияние юго-западной периферии антициклонов, а также циклоническая деятельность.
Метеорологические характеристики и коэффициенты,
определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ
в атмосфере Жылыойского района
Hаименование характеристик Величина
Коэффициент, зависящий от стратификации 200
атмосферы, А Коэффициент рельефа местности в городе 1.00
Средняя максимальная температура наружного 37.7
воздуха наиболее жаркого месяца года, град.С Средняя температура наружного воздуха наибо- -16.6
лее холодного месяца (для котельных, работа- ющих по отопительному графику), град С Среднегодовая роза ветров, % С 10.0
СВ 15.0
В 30.0
ЮВ 12.0
Ю 6.0
ЮЗ 5.0
З 10.0
СЗ 12.0
Среднегодовая скорость ветра, м/с 4.7
Скорость ветра (по средним многолетним 11.0
данным), повторяемость превышения которой составляет 5 %, м/с 3.3. Характеристика геологического строения.
Осадочный чехол описываемого района состоит из подсолевого, соленосного и надсолевого мегакомплексов отложений, которые, в свою очередь, подразделяются на литолого-стратиграфические комплексы.
На контрактной территории и на сопредельных территориях подсолевые отложения вскрыты значительно большим количеством скважин и в большем стратиграфическом диапазоне. Имеющиеся материалы буровых работ, геофизических, биостратиграфических и тематических исследований позволили установить, что, начиная с позднедевонской эпохи условия осадконакопления в пределах Каратон-Тенгизской, Южно-Эмбинской и Маткен-Биикжальской зон значительно отличались, и это определило различия в литологическом составе одновозрастных пород подсолевого разреза.
Подсолевой разрез рассматриваемого района Прикаспийской впадины характеризуется большими глубинами залегания, слабой и неравномерной изученностью бурением, малым количеством отобранного кернового материала, сложным строением разреза, обусловленным разнофациальным составом отложений, и к тому же недостаточно охарактеризован палеонтологическими находками. Эти обстоятельства привели к созданию различных вариантов стратификации и корреляции подсолевого разреза.
Палеозойская группа
Каменноугольная система – С
Нижний отдел – С1
Наиболее древними отложениями, установленными на площади работ, являются отложения нижнего карбона.
Нижний карбон представлен турне-нижне-средневизейскими, верхне-визейско-серпуховско-нижнебашкирскими отложениями.
Отложения турнейского и визейского (нижнего и среднего подъярусов) возраста характеризуются значительной изменчивостью литологического состава и текстурно-структурных особенностей. На описываемой территории выделены 4 основных типа разреза: Северо-Туресайский, Южно-Эмбинский, Тортайский и Биикжальский.
Разрезы Южно-Эмбинского и Туресайского типов идентичны по текстурно-структурным и литологическим особенностям, что характеризует их как единую литолого-фациальную зону. Для отложений этой зоны характерно развитие песчаных, алевро-песчаных, иногда глинистых осадков. В разрезе этой зоны наиболее характерными литотипами являются песчаниково-аргиллитовая, реже песчано-алевритовая и гравелит-аргиллитовая.
Минеральный состав обломочных материалов представлен чаще всего кварцем, полевыми шпатами, кварцитами, глинисто-кремнистыми, иногда отмечаются обломки жильного кварца, доломитизированных известняков. Цемент – глинистый, иногда глинисто-карбонатный. Осадки описываемой зоны следует отнести к прибрежному мелководью.
Наибольшая мощность нижнекаменноугольных отложений на площади Туресай, встреченная в скважине Г-4, равна 866 м. Из них к турнейскому ярусу отнесена небольшая по мощности (17м) пачка отложений, характеризующаяся неравномерным переслаиванием сероцветных алевролито-глинистых пород и песчаников.
Разрез Тортайского типа состоит из фаций мелководно-морских и переходных от прибрежья зоны, русловых промоин и конусов выноса, в которых преобладают грубообломочные породы, межрусловых впадин с тонкообломочными породами.
Биикжальский тип разреза установлен в скважинах СГ-2 и Г-3 Биикжал, а также на площадях Камыскуль Южный, Ушмола, Маткен, Табынай, Кумшеты и Шолькара. В отличие от Тортайского типа разрезов здесь выделяются литотипы: песчанико-аргиллитовая, аргиллитовая с прослоями песчаников и алевролитов, алевролит-песчаниковая. Песчаники серые, иногда с буроватым оттенком, мелко-средне- и разнозернистые, массивные, слоистые, обычно линзовидно-тонкослоистые, флазерная слоистость, чередование косой однонаправленной слоистости с горизонтальной.
В составе обломков – кварц, полевые шпаты, плагиоклаз, вулканическое стекло раскристаллизованное, кремнистые разности, эффузивы кислого и среднего составов, глинистых пород. Цементы глинисто-карбонатные, обычно контактово-порового типа.
Алевролиты серые, разной зернистости, массивные и тонкослоистые, иногда линзовидные, полимиктовые с преобладанием в составе обломков полевых шпатов и кварца. Цемент поровый, базально-поровый, по составу карбонатный и глинистый.
Аргиллиты серые, темно-серые, алевритистые, за счет прослойков алевролита тонкослоистые, неизвестковистые, с включениями пирита, а также детрита углефицированных растений.
В зоне Биикжальского свода в осадках преобладают глинистые породы. В скважине СГ-2 нижнекаменноугольные отложения представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Снизу вверх нарастает песчанистость и частота переслаивания в разрезе средневизейского подъяруса и аргиллитовая толща (с пачками известняков) мощностью 132 м переходит в 323-метровую аргиллито-песчанистую толщу.
Вскрытая мощность отложений 604 м.
Верхневизейско-серпуховско-нижнебашкирский комплекс установлен в скважинах Г-3 и Г-4 площади Туресай, 9 и 13 площади Южно-Эмбинской, скважине П-1 площади Южно-Молодежной, скважинах Г-12, Г-15, Г-23 и П-1 площади Тортай, в скважине 10 площади Ушмола и СГ-2 площади Биикжал, в скважине Г-4 площади Камыскуль Южный.
Верхневизейские и серпуховские образования представлены карбонатными породами (до 80%) и аргиллитами с небольшими прослоями глинистых песчаников и гравелитов.
Гравелиты имеют хорошую и среднюю окатанность обломков, кварцево-кремнистый состав, окраска серая до темно-серой, иногда с зеленоватым оттенком, мелко- и разнообломочные, цемент глинистый, иногда глинисто-кремнистый. В гравелитах встречаются линзовидные прослои грубозернистых песчаников и коричневых глин, слабоизвестковистых, средней плотности. Глинистые породы представлены аргиллитоподобными плотными и слабо уплотненными глинами.
Аргиллитоподобные глины темно-серые, песчанисто-алевритистые в различной степени карбонатные, часто с включениями крупных угловатых обломков карбонатных пород или линзами ангидрита темно-серого, мелкокристаллического, местами с гнездами зеленовато-серых и коричневых глин. Глины обычно комковатые, перемятые, часто брекчевидные, с реликтами слоистой текстуры с зеркалами скольжения, с отпечатками и ядрами раковин брахиопод.
Глины пестроцветные, слабоизвестковистые, реже неизвестковистые, чистые, местами песчанисто-алевритистые, комковатые, с зеркалами скольжения, редко с включениями линз аргиллита или угловатых обломков карбонатных пород.
Карбонатные породы в составе пестроцветного комплекса представлены известняками и редко доломитами или мергелями.
Известняки серые, пестроокрашенные, серовато-коричневые и розоватые. Текстура этих пород чаще всего гнездовидная за счет включений редких или многочисленных линз и гнезд пестроокрашенных глин. Известняки состоят из более или менее крупных обломков, промежутки между которыми выполнены пестроокрашенной глиной.
Доломиты отличаются от известняков кристаллической зернистой структурой и незначительным содержанием органогенных остатков.
Биикжальский тип разрезов установлен в скважине СГ-2 площади Биикжал и на расположенных рядом площадях Ушмола и Камыскуль Южный.
В скважине СГ-2 Биикжал в интервале 5270-5417 м выделяется песчано-алеврит-аргиллитовая ассоциация пород с преобладанием последних.
Аргиллиты и аргиллитоподобные глины темно-серые, алевритистые, иногда чистые, тонкослоистые, хлорито-гидрослюдистые, местами карбонатные, трещиноватые, с включениями пирита и детрита углефицированной растительной органики.
Песчаники и алевролиты встречаются в виде прослоев (до 1 м) серого и зеленовато-серого цвета. Песчаники мелкозернистые, полимиктовые с глинисто-кальцитовым цементом порового типа, плотные и крепкие.
Алевролиты имеют разную зернистость, тонкую слоистость за счет прослоев аргиллита, полимиктовые, с кремнистым или карбонатным, карбонатно-глинистым цементом порового типа, плотные, крепкие.
Карбонаты представлены мергелями, доломитами и известняками.
Мергели серые, темно-серые, иногда с зеленоватым оттенком, плотные, микрозернистые, массивные, с тонкими прослоями глинистых доломитов, известняков, с включениями пирита и детрита углефицированной растительной органики.
Известняки серовато-бурые, микротонкозернистые, массивные и тонкослоистые за счет прослойков мергелей, глинистые, доломитизированные, с включениями пирита и остатков радиолярий, плотные, трещиноватые, с редкими мелкими порами выщелачивания.
Зона прибрежно-морских, преимущественно терригенных отложений включает в себя площади Уртатау-Сарыбулак, Тортай, Равнинная, Молодежная, Табынай Восточный, Сазтобе, Арман. Терригенные образования представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием последних.
Зона мелководно-морских карбонатно-терригенных отложений протягивается с востока, включая площади Шолькара, Аккудук, Коктобе Южное, Ушмола, Камыскуль Южный, Кумшеты, Табынай, Маткен.
Отложения верхнего визе представлены преимущественно глинистыми породами: аргиллитами темными, слоистыми, тонко- переслаивающимися с мелкозернистыми песчаниками и алевролитами.
Залегающая выше маломощная (49 м) пачка терригенно-карбонатных отложений: известняков, доломитов, мергелей, аргиллитов и песчаников относится к серпуховскому ярусу.
Средний отдел – С2
Верхнебашкирско-московский комплекс на рассматриваемой территории характеризуется широким распространением карбонатов. Отложения среднего карбона вскрыты многими скважинами.
Разрезы Южно-Эмбинского типа характеризуются наличием грубообломочных пород, постоянной розовой окраски карбонатов и пестроцветных глин.
Отложения московского яруса в разрезах Тортая представлены переслаиванием карбонатных, песчано-алевритовых и глинистых пород с прослоями гравелитов и конгломератов. Карбонаты представлены известняками и доломитами.
Известняки серые, буровато-серые, органогенно-обломочные, детрито-комковатые, массивные, тонкослоистые, в различной степени доломитизированы и перекристаллизованы.
Гравелиты серые, крупно- и мелкообломочные.
Песчаники и алевролиты сероцветные, мелкозернистые, тонкослоистые, с линзовидной слоистостью, с прослойками темно-серых аргиллитов. Состав обломков полимиктовый. Цемент поровый, базально-поровый, состав кальцитовый и карбонатно-глинистый.
Аргиллиты темно-серые, алевритистые и чистые, тонкослоистые с прослойками алевролитов и песчаников.
Разрезы Биикжальского типа встречены на одноименной площади в скважине СГ-2 и представлены терригенно-карбонатной толщей в интервале 5184-5092 м общей мощностью 112 мс прослоями алевролитов и песчаников.
Карбонаты представлены мергелями, известняками с прослоями доломитов.
В разрезах скважин П-2 Камыскуль Южный, Г-10 Ушмола, а также скважин, находящихся несколько южнее СГ-2 Биикжал, преобладают аргиллиты и глины с прослоями алевролитов, реже песчаника.
Аргиллиты и аргиллитоподобные глины серые, темно-серые, алевритистые, слоистость тонкая за счет прослойков алевролитов.
В скважине Г-4 Камыскуль Южный интервал 5012-5014 м представлен аргиллитом темно-серым, плотным, тонкослоистым, неизвестковистым.
Мергели темно-серые, серые, тонко-микрозернистые, в различной степени доломитизированные, массивные и тонкослоистые за счет прослойков аргиллитов, реже известняков.
В целом, несмотря на благоприятные условия для формирования карбонатов в этой зоне, они части прерывались периодическим поступлением терригенного материала, что и обусловило частое чередование карбонатных и терригенных пород.
Зона мелководно-морских карбонатно-терригенных отложений в среднем карбоне сохраняет площадь распространения, как и в нижнем. В эту зону входят площади Шолькара, Аккудук, Коктобе Южное, Камыскуль Южный, Улькентобе, Кумшеты, Биикжал, Маткен, Ушмола и Табынай.
На площадях Табынай, Кумшеты и Камыскуль Южный преобладают глинистые отложения с прослоями известняков с максимальной вскрытой мощностью до 300 м (площадь Табынай, скважина П-1).
Вскрытая мощность отложений среднего карбона в скважине Г-4 Камыскуль Южный составляет 163 м, из них московского яруса 125 м, башкирского яруса 38 м.
Скважина П-2 Камыскуль Южный находится в отложениях среднего карбона, московский ярус, вскрытая мощность 112 м.
Верхний карбон - C3
Отложения верхнего карбона отмечаются эпизодически и представлены, в основном, карбонатами касимовского и гжельского ярусов, изученных в скважинах Г-3 площади Туресай, Г-1 и Г-2 площади Сарыкум, Г-1 и Г-2 площади Уртатау-Сарыбулак и П-1 площади Южно-Молодежная (90 м), приурочены к прибрежной фациальной зоне.
Далее, на запад, карбонаты переслаиваются с терригенными породами, образуя терригенно-карбонатную в прибрежно-морской и карбонатно-терригенную в мелководно-морской литофациальных зонах. Площади распространения литолого-фациальных зон в верхнем карбоне практически совпадают со среднекаменноугольными. Намечается общая регрессия морского бассейна, что выразилось в сокращении зоны карбонатного шельфа, образования подводных отмелей и повышении роли терригенного материала.
Зона прибрежно-морских карбонатных отложений несколько сокращается по ширине распространения и по мощности.
Характерной особенностью известняков этой зоны является присутствие глин различной окраски – пестроокрашенных, серовато-коричневых, розоватых, серых, зеленоватых. Текстура этих пород чаще всего гнездовидная из-за включений редких или многочисленных линз и гнезд глин, редко массивная. Структура известняков большей частью состоит из более или менее крупных обломков или глыб, промежутки между которыми заполнены глиной.
Известняки серые и светло-серые, иногда с буроватым оттенком, массивные, органогенно-обломочные, слабо глинистые, сильно выщелоченные и кавернозные, цемент доломитово-кальцитовый.
Доломиты темно-серые, тонкозернистые, часто с реликтами органогенно-обломочной структуры, массивные. Доломиты отличаются от известняков кристаллически-зернистой текстурой и незначительным содержанием органогенных остатков.
Мергели темно-серые, тонко-микрозернистые, массивные.
Терригенные породы в большей степени представлены алевролитами, песчаниками, реже алевритистыми, слабо карбонатными. В обломках часто встречаются углефицированный детрит растительной органики с тонкими выделениями пирита.
Пермская система - P
Нижняя пермь - P1
Отложения подсолевой нижней перми представлены ассельско-сакмарским и артинскими ярусами.
Ассель-сакмарский комплекс осадков имеет широкое площадное распространение и по особенностям накопления выделяются зоны прибрежно-морская и мелководно-морская.
Впервые эти отложения были вскрыты на площади Сарыкум (скважины Г-1, Г-2), где представляют собой мощную толщу (530 м) почти исключительно карбонатных пород – известняков, реже доломитов, в которых лишь небольшими подчиненными прослоями наблюдаются темно-серые аргиллиты, в верхней части алевролиты и линзы ангидритов.
Известняки светлых тонов, фораминиферовые, органогенно-обломочные, мелко-тонкокристаллические, массивные с прослоями доломитизированных известняков, участками перекристаллизованные.
Характер распределения осадков в этой зоне крайне неравномерен. Так, в разрезе скважины 27 площади Тортай в интервале 2920-2923 м отмечается песчаник тонкозернистый, плотный, зеленовато-серого цвета, а в интервале 2885-2887 м – алевролит крупнопелитовый, бурый, от присутствия тонкорассыпленного углефицированного детрита. Текстура массивная, структура – алевропелитовая.
В разрезе скважины П-1 Равнинная в интервале 3312-3315 м наблюдается чередование алевролитов серых со светло-серым песчаником тонко-мелкозернистым, в котором отмечается прослой ракушняка. В скважине Г-4 той же площади в интервале 3037-3042 м отмечается глина с присутствием окатанной гальки, что характеризует мелководный режим руслового потока.
В разрезе Сарыкумских скважин Г-1 и Г-2 преобладают известняки, реже отмечаются доломиты, аргиллиты, прослои алевролитов и ангидритов.
Мелководно-морская, преимущественно терригенная зона характеризуется более или менее спокойной обстановкой седиментации, развитием множества рукавов донных течений, образовавших переслаивающие песчано-алевритово-глинистые толщи. На приподнятые участки палеорельефа дна морского бассейна намывалось большое количество терригенного материала.
В скважине П-1 площади Аккудук в интервале 3405-3411 м отмечается глина алевритовая с детритом углефицированного вещества, пирита и развивающихся по ним гидроокислов железа. Выше по разрезу в интервале 3353-3358 м наблюдается гравелитистый органогенный песчаник с базальным, поровым цементом, представленный кальцитом. В интервале 3328-3334 м той же скважины отмечается алевролит кремнисто-органогенный, тонкослоистый, пиритизированный. Имеются плохо сохранившиеся остатки раковин и обуглившихся растений.
В разрезе скважины Г- 12 площади Ушмола в интервале 4648-4665 м имеет место переслаивание среднезернисто-кристаллического доломита с известняком мелко-, среднекристаллическим с примесью глинисто-углеродистого вещества. Текстура тонко-линзовиднослоистая.
Разрез скважины Г-16 площади Маткен представлен песчаником разнозернистым, полимиктовым с примесью обломков органогенного известняка (интервал 4967-4971 м). Цемент базальный, кальцитовый. Обломки не окатаны, плохоокатанные, в составе преобладают обломки пород: кремнистые, халцедон-опаловые, кремнисто-слюдистые, выветрелые яшмы, кварциты, микрокварциты, обломки эффузивных, метаморфических пород; минералы: кварц, полевой шпат среднекислого состава, слабо пелитизированный.
Разрез в скважине Г-5 площади Уртатау-Сарыбулак в интервале 2994-2999 м представлен известковым алевролитом. Обломки слабо окатаны, угловаты. В составе преобладают кварц, кремнистые породы, редко полевой шпат, биотит, хлорит, гидроокислы железа, углефицированный детрит, пирит.
Отложения ассельско-сакмарского яруса на площади Камыскуль Южный вскрыты скважинами П-2 (298 м), Г-4 (295 м), Г-8 (364 м).
Разрез скважины Г-4 площади Камыскуль Южный в интервалах 4707-4715 м, 4766-4770 м, 4830-4835 м, 4892-4900 м, 4951-4957 м представлен аргиллитом темно-серым, плотным, тонкослоистым, неизвестковистым, в нижней части разреза редко встречаются обуглившиеся растительные остатки.
В скважине П-2 площади Камыскуль Южный разрез в интервале 4748-4752 м, 4777-4780 м, 4834-4836 м, 4869-4875 м представлен аргиллитом темно-серым, крепким, тонкослоистым, слабослюдистым, слабоизвестковистым;
в интервале 4900-4906 м (верхняя часть), 4948-4951 м (нижняя часть) сложен песчаником светло-серым, мелкозернистым, крепким;
в интервале 5005-5013 м (верхняя часть) – известняком буровато-серым, крепким, массивным, с отпечатками микрофауны.
Максимально вскрытая мощность ассель-сакмарских отложений в скважине Г-8 площади Камыскуль Южный 364 м.
Артинские отложения залегают на подстилающих породах со стратиграфическим несогласием.
Артинский этап седиментации на территории юго-восточного борта Прикаспийской синеклизы проходил в наиболее подвижной тектонической обстановке, чем в ассель-сакмарское время. Рельеф на континенте был сильно расчленен, о чем свидетельствуют более грубые осадки, которые выносились в огромном количестве в морской бассейн, формируя мощные конусы выноса.
Литолого-фациальная зональность практически сохраняется: прибрежно-морская; русловых промоин и конусов выноса; мелководно-морская.
Отсутствует лишь прибрежно-морская карбонатная зона. Выделяются, по данным бурения и геофизики, несколько конусов выноса: Тортайский – самый широкий, Шолькаринский, Молодежно-Восточно-Табынайский, Сазтобе-Восточно-Арманский.
В разрезе скважины 28 площади Тортай в интервале 2550-2555 м отмечается конгломерат слабосцементированный, серый, крупногалечниковый. Цементом для конгломерата является гравелистый песчаник. В составе обломков преобладают обломки кремнистых, слабослоистых с прожилками мелкокристаллического кварца, эффузивных пород.
В интервале 3021-3027 м скважины П-1 площади Молодежная отмечается гравелит на мелкокристаллическом доломитовом цементе. В составе обломков преобладают кремнистые-яшмоидные, глинисто-кремнистые сланцы, кварц, халцедон. Кроме того, имеют место обломки углистых сланцев, алевролитов, аргиллита и органогенного известняка.
Зона мелководно-морских отложений преимущественно терригенных характеризуется спокойной обстановкой седиментации, где формируются, главным образом, алеврито-аргиллитовые породы, редко карбонатные осадки.
В разрезе скважины 5 площади Уртатау-Сарыбулак в интервале 2872-2877 м выделяется доломит микро- и мелкозернистый с примесью алевритовых обломков кварца, кремнистого материала (до 10%). Текстура – слоистая, структура – кристаллически-зернистая.
В скважине 12 площади Ушмола в интервале 4444-4450 м отмечается известняк доломитовый, тонкослоистый, крипто-мелко-кристаллический, с послойной примесью углеродистого вещества. В интервале 4500-4507 м в этой же скважине отмечается глина алевропесчаная, серая с прослоями песчаника тонкозернистого, известковистого с вкрапленностью пирита тонкозернистого и послойно распределенным углефицированным детритом. Текстура тонкослоистая, структура – псаммито-алевропелитовая.
В разрезе скважины П-1 площади Аккудук в интервале 3250-3254 м отобрано два образца: первый – постепенный переход от песчаника среднезернистого к глине. Цвет породы светло-серый с переходом в глине к светлому с зеленоватым оттенком, глина на ощупь мылистая (вероятно, с присутствием органического вещества), песчаник слюдистый – слюды коричневого цвета, мусковит. Второй образец – известняк темно-серого цвета, плотный, тонко-линзовиднослоистый, слоистость обусловлена чередованием светлых (серых) и темных разностей. По напластованию отмечаются черные обугленные растительные остатки и обломки фауны.
На площади Камыскуль Южный артинские отложения вскрыты скважинами П-2 (190 м), Г-4 (80 м), Г-8 (69 м).
Разрез скважины П-2 площади Камыскуль Южный в интервале 4680-4685 м, 4716-4719 м сложен конгломератом темно-серым, массивным, весьма крепким, неизвестковистым, с раковистым изломом и с редкими включениями зерен пирита.
В скважине Г-4 в интервале 4654-4657 м отмечен аргиллит темно-серый, крепкий, массивный, местами тонкослоистый.
Максимально вскрытая мощность артинских отложений в скважине П-2 Камыскуль Южный 190 м.
Кунгурский ярус - P1k
В разрезе кунгурского яруса выделены две толщи: нижняя – галогенная, верхняя – сульфатная.
Галогенная толща сложена однородным по составу комплексом пород – каменной солью. Соль белая, грязно-белая, кристаллическая, крупнозернистая с прослоями светло-серого ангидрита. Иногда в толще соли встречаются тонкие прослои темно-окрашенных, песчано-глинистых пород.
Верхняя часть яруса, называемая кепроком, сложена преимущественно переслаивающимися породами темного и светлого доломита, с темными, почти черными глинами, ангидритами, гипсами. Вскрытая толщина 3195 м.
Пермотриас - РT
Нерасчлененная толща пермотриасовых отложений сложена чередованием пестроцветных, песчанистых, слабо известковистых глин с прослоями разнозернистых песков и песчаников.
Пески серые, средне- и крупнозернистые.
Песчаники серые, зеленовато-серые, мелко- и среднезернистые, известковистые, глинистые.
Вскрытая мощность отложений триаса в скважинах СГ-2 Биикжал - 270 м, Г-2 Коктобе Южный – 300 м, П-6 Кумшеты - 620 м, Г-4 Камыскуль Южный - 636 м.
Юрская система - J
Отложения юрской системы представлены двумя отделами: нижним и средним.
Нижний отдел - J1
Нижнеюрские отложения представлены чередованием серых, средне- и грубозернистых известковистых песчаников, песков и бурых глин, с прослоями галечников, конгломератов в нижней части разреза.
Максимальная вскрытая мощность отложений в скважине Г-5 Кырыкмерген 294 м.
Средний отдел - J2
Среднеюрские отложения представлены обычными лагунными осадками: частым чередованием глин, песков и песчаников.
Глины некарбонатные, буровато-серые, темно-серые, бурые, слоистые, песчанистые с прослоями мелкозернистого песка. В глинах присутствует растительный детрит.
Пески серые, буровато-серые, мелко- и среднезернистые в различной степени глинистые, с обуглившимся растительным детритом.
Песчаники серые, мелко- и среднезернистые. Среди глин и песков встречаются прослои бурых и черных углей.
Максимальная вскрытая мощность отложений в скважине Г-2 Коктобе Северо-Восточный – 506 м.
Верхний отдел - J3
Верхнеюрские отложения представлены глинами серыми с прослоями мергелей и песчано-алевритовых пород, верхняя часть разреза представлена известняками.
Максимальная вскрытая мощность отложений в скважине Г-13 Ушмола 177м.
Меловая система - K
Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним.
Нижний отдел - K1
неокомский подъярус - K1 nc
Неокомские породы трансгрессивно залегают на юрских отложениях.
Верхняя часть неокомских отложений представлена чередованием пестроокрашенных глин и песчаников с подчиненными прослоями песков.
Глины кирпично-красные, коричневые, зеленые, комковатые, жирные на ощупь.
Песчаники и пески серые, зеленовато-серые, мелкозернистые.
Нижняя часть неокома представлена известковистыми глинами с прослоями мергелей, песков и песчаников зеленовато-серого, серого цветов.
Мощность неокомских отложений меняется в пределах от 144м в скважине Г-2 Ушкан до 539м в скважине Г-10 Ушмола.
Аптский ярус - K1a
Литологически аптские породы сложены глинами темно-серыми, почти черными, местами слоистыми, с отдельными пропластками темно-серых мергелей и песчаников.
Мощность аптских отложений меняется в пределах от 69м в скважине Г-10 Ушмола до 405м в скважине П-2 Коктобе.
Альбский ярус - K1al
Отложения альб-сеноманского яруса представлены глинами серыми, темно-серыми, плотными, слабо песчанистыми с обуглившимися растительными остатками и с включениями пирита. Иногда наблюдается тонкая слоистость.
Среди глин встречаются тонкие прослои песков и песчаников.
Пески, песчаники серые, зеленовато-серые.
Мощность альбских отложений меняется в пределах от 63м в скважине Г-9 Айманбет Юго-Западный до 440м в скважине Г-2 Коктобе Южный.
Верхний мел - K2
Сенон-туронский ярус - К2sn+t
Литологически отложения сенон-турона сложены мергелями, белым писчим мелом и глинами зеленовато-серыми.
В подошвенной части встречаются песчаники и мергели. Песчаники серые, зеленовато-серые, крепкие, средне- и мелкозернистые. Мергели зеленовато-серые, плотные, местами рыхлые, глинистые.
Мощность отложений сенон-турона меняется в пределах от 88м в скважине Г-11 Ушкан до 508м в скважине Г-1 Толекара.
Палеоген - четвертичная система - Pg+Q
Отложения палеоген - четвертичного возраста сплошным чехлом перекрывают своды куполов и литологически представлены глинами желтовато-бурыми, песчанистыми и серовато-желтыми, светло-серыми песками. Толщина 20-30 м.
Тектоника
Адайский разведочный участок располагается в юго-восточной бортовой части Прикаспийской впадины в пределах двух крупных тектонических элементов фундамента: Биикжальского поднятия на Шукатском выступе и северного борта Тугаракчанского прогиба.
В структуре подсолевых отложений наблюдается несогласное залегание поверхностей основных сейсмокомплексов. Поверхность подсолевых отложений (отражающий горизонт П1) погружается в северо-западном направлении от отметок 3,0-3,3 км на южной границе участка до 5,5-6,0 км и более на севере (граф.приложение 1).
Подошва позднепалеозойского (девонско-раннепермского, отражающий горизонт П3) структурно-тектонического комплекса, напротив, воздымается в том же направлении от глубин 9,5 км до 6,6-7 км.
Отражающие горизонты П2', П2с, характеризующие строение каменноугольных отложений, занимают промежуточное положение, хотя их региональная структура больше согласуется с положением поверхности подсолевого, отмечается общее северо-западное погружение этих отложений от отметок 3,5 км до 5,7-6,0 км.
По поверхности подсолевых отложений (отражающий горизонт П1) отмечается разнообразное соотношение локальных положительных и отрицательных структур, формирующих сложное поле изогипс. Отрицательные формы рельефа отражающего горизонта П1 формируют изометричные и вытянутые локальные прогибы амплитудой до 200-400 м, группирующиеся в определенные системы и соответствующие эрозионным каналам. Положительные формы рельефа представлены отдельными поднятиями с амплитудами, не превышающими 70-100 м. Сложное распределение куполов и скоростных характеристик создают значительные трудности при картировании малоамплитудных поднятий по горизонту П1, вследствие чего они, как правило, имеют низкую достоверность.
Структура каменноугольных отложений (отражающие горизонты П2с и П2´) – в целом структурные планы кровли и подошвы поздневизейско-раннекаменноугольного сейсмокомплекса схожи, поскольку толщина комплекса варьирует незначительно, от 100 до 200 м. Положительные и отрицательные структуры группируются в системы прогибов и поднятий общего вдоль бортового (северо-восточного) простирания. Вероятно, что положительные и отрицательные структурные формы связаны с тектоническими процессами сжатия и характеризуют своды и крылья надвиговых складок.
Рельеф поверхности раннепалеозойских отложений (отражающий горизонт П3) определяется развитием серии линейных и изометричных складок надвиговой природы, не имеющих единой ориентации. В южной части участка складки имеют незначительные (100-200 м) амплитуды и общее вдольбортовое северо-восточное простирание. В центральной и северной части амплитуда складок существенно большая (300- 400 и более метров), в плане они изометричны или слегка вытянуты, преобладает субмеридиональное направление.
Надсолевой комплекс, представленный породами верхнепермско-мезозой-кайнозойского возраста, сплошным чехлом перекрывает соленосные отложения кунгурского возраста. Особенности их строения обусловлены галокинетическими процессами. В результате перераспределения гидрохимических образований сформировались соляные купола, соляные массивы, соляные гряды и валы, межкупольные депрессии, компенсационные и аномально-активные мульды. Кровля соли в ядрах соляных куполов изменяется от нескольких сотен до нескольких тысяч метров, а в межкупольных депрессиях может достигать отметок минус 3.5 км на юге и минус 6.0 км на севере участка.
В центральной части Адайского участка выделяется обширная солянокупольная валообразная зона, преимущественно северо-восточного простирания, состоящая из крупных соляных массивов Кумшеты, Камыскуль Южный, Улькентобе длиной около 50 км, шириной 4-6 км с отметками залегания кровли соли в сводовых частях куполов 1,9 км на южной периклинали, до 1,5-1,6 км – на северной.
Соляной купол Ушкан является вторым юго-западным ответвлением предыдущей валообразной зоны. Имеет размеры 14х6 км, наименьшую глубину залегания кровли соли в своде 1,2 км и отделен от купола Кумшеты межкупольной зоной с максимальной глубиной залегания соли 4,7 км.
К северу прослеживается крупный солянокупольный вал, разделенный на 2 ветви. Одна ветвь северо-восточного простирания, состоящая из соляных куполов Жеркора, Мунайлы Южный, Мунайлы, Мунайлы Северный, Биикжал и вторая –
субмеридионального простирания, состоящая из соляных куполов Жеркора, Мунайлы Южный, Майбулак, Такырбулак, Шокат. Минимальные глубины залегания соли в северной части – 0,3 км.
Параллельно куполам Такырбулак, Шокат, Жеркора, но несколько восточнее и отделенная от них межкупольной зоной с максимальными глубинами залегания соли 4,8-5,8 км, выделяется валообразная солянокупольная зона, состоящая из соляных куполов Кырыкмерген, Каскырбулак Южный, Каскырбулак Северный, Сарынияз с минимальными залеганиями соли в сводовых частях – 0,3-,-0,5 км.
Согласно тектоническому районированию надсолевого комплекса изучаемый участок располагается в пределах Южно-Эмбинской приподнятой зоны.
Надсолевые отложения подразделяются на три крупных структурных этажа, каждый из которых характеризуется различиями в литолого-формационном составе слагающих пород, степенью дислоцированности, типами сформировавшихся под воздействием тектоно-динамических процессов локальных объектов.
Пермотриасовый структурно-тектонический этаж практически полностью выполнен терригенными отложениями верхней перми и триаса.
Юрско-палеогеновый этаж с угловым и стратиграфическим несогласием залегает на пермотриасовом и характеризуется поведением серии отражающих горизонтов: V (подошва юры), IV (внутриюрский), III (подошва неокома), II (подошва апта).
Строение надсолевых отложений в сводах соляных куполов осложнено надсводовыми грабенами, различно ориентированными дизъюнктивными нарушениями, разделяющими крылья куполов на тектонические блоки. Особенности внутреннего строения межкупольных депрессий и других отрицательных структур предопределены процессами перераспределения соли и, в меньшей степени, влиянием тектонических напряжений, связанных с тектонической активностью кристаллического фундамента.
По кровле триасовых отложений (V отражающий горизонт) на фоне регионального погружения в юго-восточном направлении выделяются разнообразные локальные положительные и отрицательные структуры.
Положительные структурные формы приурочены к соляным куполам. Двух- или трехлучевым грабеном солянокупольные структуры разбиты на несколько крыльев.
В результате проявления соляного тектогенеза триасовые отложения дислоцированы и с резким угловым несогласием перекрывают нижележащие верхнепермские и кунгурские. В направлении юго-восточного борта толщина триасовых отложений уменьшается вплоть до их полного выклинивания в сводовой части Южно-Эмбинского поднятия.
По подошве нижнемеловых отложений (III отражающий горизонт) на фоне регионального погружения в юго-восточном направлении выделяются те же солянокупольные структуры и межкупольные зоны, что и по кровле триасовых отложений.
При этом большинство солянокупольных структур, особенно в юго-восточной части Адайского лицензионного участка, группируются в определенные тектонические тренды северо-восточного направления. Например, тренд, образованный солянокупольными структурами Конысбай Северо-Восточный, Кумшеты, Камыскуль Южный. Следующий тренд образован структурами Алакоз, Жеркора, Майбулак Южный, Мунайлы Южный, Мунайлы, Мунайлы Северный. Отдельную группу структур формируют солянокупольные поднятия Кырыкмерген, Каскырбулак Южный, Каскырбулак Северный, которые уже имеют в целом субмеридиональное простирание.
3.4. Современное состояние атмосферного воздуха
Современное состояние атмосферного воздуха оценивается на основе результатов полевых исследований, проведенных в 2016 году на основе программы производственного экологического контроля.
Производственный контроль воздушного бассейна включает в себя два основных направления деятельности:
мониторинг эмиссий – наблюдения на источниках выбросов загрязняющих веществ в атмосферу в целях контроля над соблюдением нормативов ПДВ;
мониторинг воздействия – оценка фактического состояния загрязнения атмосферного воздуха в конкретных точках наблюдения на местности. Это, как правило, точки на границе санитарно-защитной зоны (СЗЗ) или ближайшей жилой зоны, или территории, к которым предъявляются повышенные требования к качеству атмосферного воздуха: зоны санитарной охраны курортов, крупные санатории, дома отдыха, зоны отдыха городов. Мониторинг состояния окружающей среды в 2016 году на месторождении в целом производился ТОО «Республиканский научно-исследовательский Центр охраны атмосферного воздуха» по Программе производственного экологического контроля, утвержденной государственными контролирующими органами.
Мониторинг эмиссий ЗВ в атмосферный воздух (наблюдения на источниках выбросов) выполняются в целях контроля соблюдения установленных для них нормативов ПДВ и разрешенных лимитов выбросов.
Контроль соблюдения нормативов ПДВ на источниках, а также частота и количество контрольных точек наблюдения определялось в соответствии с Планом-графиком контроля на источниках выбросов.
Согласно программе ПЭК в 2016 года проводился контроль организованных источников по следующим загрязняющим веществам: оксид углерода, оксид азота, диоксид азота, диоксид серы, сажа.
Для проведения измерений использованы поверенные и отградуированные приборы, внесенные в государственный реестр государственных средств измерений.
Таблица 3.4.1
Результаты контроля отходящих дымовых газов от организованных источников за 2016 год на м/р Камыскуль Южный
(мониторинг эмиссий)
Наименование
источника
выброса (номер источника выброса) Наименование
загрязняющих веществ Установленный
норматив
(г/с, т/г) Фактический результат мониторинга (г/с, т/ кВ, т/года) Соблюдение либо превышение нормативов
(ПДВ) Мероприятия по устранению нарушения
1 2 3 4 5 6
1 полугодие 2016 года
Печь подогрева
ПП-0,63 Диоксид азота 0,0411 0,003897 - -
Оксид азота 0,00668 0,000873 - -
Диоксид серы 0,0893 0,004879 - -
Оксид углерода 0,211 0,008532 - -
Сажа 0,0038 0,000112 - -
2 полугодие 2016 года
Печь подогрева
ПП-0,63 Диоксид азота 0,0411 0,000255 - -
Оксид азота 0,00668 0,000669 - -
Диоксид серы 0,0893 0,005237 - -
Оксид углерода 0,211 0,001254 - -
Сажа 0,0038 0,000089 - -
Котельная (ЖБК) Диоксид азота 0,001666 0,000023 - -
Оксид азота 0,000271 0,000009 - -
Диоксид серы 0,00412 0,000061 - -
Оксид углерода 0,00973 0,000056 - -
Сажа 0,000175 0,000001 - -
Результаты замеров проб атмосферного воздуха на границе СЗЗ представлены в таблице 3.4.2.
Отбор проб был произведен на границе СЗЗ на месторождении Камыскуль Южный в пяти точках с учетом влияния колебаний направления ветра.
Таблица 3.4.2.
Результаты выполненных измерений концентраций загрязняющих веществ в атмосферном воздухе на м/р Камыскуль Южный за 2016 год
Точки отбора
проб Наименование
загрязняющих веществ Фактическая
концентрация Норма
ПДК
м.р. мг/м3 Наличие превышения
ПДК, кратность Мероприятия по устранению нарушений
1 2 3 4 5 6
1 полугодие 2016 года
Граница СЗЗ
подветренная сторона Диоксид азота 0,002 0,2 отсутствуют Не требуется
Диоксид серы 0,001 0,5 отсутствуют Не требуется
Окись углерода 0,006 5,0 отсутствуют Не требуется
Взвешенные вещества 0,010 0,5 отсутствуют Не требуется
Граница СЗЗ
подветренная сторона Диоксид азота 0,001 0,2 отсутствуют Не требуется
Диоксид серы 0,002 0,5 отсутствуют Не требуется
Окись углерода 0,007 5,0 отсутствуют Не требуется
Взвешенные вещества 0,009 0,5 отсутствуют Не требуется
Граница СЗЗ
подветренная сторона Диоксид азота 0,003 0,2 отсутствуют Не требуется
Диоксид серы 0,001 0,5 отсутствуют Не требуется
Окись углерода 0,008 5,0 отсутствуют Не требуется
Взвешенные вещества 0,011 0,5 отсутствуют Не требуется
Граница СЗЗ
подветренная сторона Диоксид азота 0,001 0,2 отсутствуют Не требуется
Диоксид серы 0,001 0,5 отсутствуют Не требуется
Окись углерода 0,003 5,0 отсутствуют Не требуется
Взвешенные вещества 0,012 0,5 отсутствуют Не требуется
Фоновая точка Диоксид азота 0,000 0,2 отсутствуют Не требуется
Диоксид серы 0,000 0,5 отсутствуют Не требуется
Окись углерода 0,000 5,0 отсутствуют Не требуется
Взвешенные вещества 0,007 0,5 отсутствуют Не требуется
2 полугодие 2016 года
Граница СЗЗ
подветренная сторона Диоксид азота 0,010 0,2 отсутствуют Не требуется
Диоксид серы 0,007 0,5 отсутствуют Не требуется
Окись углерода 0,038 5,0 отсутствуют Не требуется
Взвешенные вещества <0,075 0,5 отсутствуют Не требуется
Граница СЗЗ
подветренная сторона Диоксид азота 0,011 0,2 отсутствуют Не требуется
Диоксид серы 0,008 0,5 отсутствуют Не требуется
Окись углерода 0,032 5,0 отсутствуют Не требуется
Взвешенные вещества <0,075 0,5 отсутствуют Не требуется
Граница СЗЗ
подветренная сторона Диоксид азота 0,009 0,2 отсутствуют Не требуется
Диоксид серы 0,005 0,5 отсутствуют Не требуется
Окись углерода 0,041 5,0 отсутствуют Не требуется
Взвешенные вещества <0,075 0,5 отсутствуют Не требуется
Граница СЗЗ
подветренная сторона Диоксид азота 0,008 0,2 отсутствуют Не требуется
Диоксид серы 0,004 0,5 отсутствуют Не требуется
Окись углерода 0,043 5,0 отсутствуют Не требуется
Взвешенные вещества <0,075 0,5 отсутствуют Не требуется
Фоновая точка Диоксид азота 0,006 0,2 отсутствуют Не требуется
Диоксид серы 0,002 0,5 отсутствуют Не требуется
Окись углерода 0,012 5,0 отсутствуют Не требуется
Взвешенные вещества <0,075 0,5 отсутствуют Не требуется
Анализ результатов измерений концентраций загрязняющих веществ за 2016г показал, что концентрации загрязняющих веществ в точках отбора проб находятся в допустимых пределах и не превышают установленные санитарно-гигиенические нормы предельно-допустимых концентраций (ПДК м. р.).
3.5. Гидрогеологическая характеристика.
Территория Атырауской области бедна приточными водами. Водные ресурсы области ограничены и представлены поверхностными и подземными водами. На территории области распространены обводнительные системы с забором воды из р. Урал. Густота речной сети составляет в среднем от 2 до 4 км на 100 км2.
Исключительная сухость климата, малое количество атмосферных осадков в сочетании с незначительным уклоном поверхности обуславливает резкие колебания водности рек, имеющих в основном снеговое и отчасти грунтовое питание. Только р. Урал сохраняет постоянное течение, а все остальные практически не имеют постоянного стока и слепо оканчиваются в ссорах и песках.
Гидрография. Река Урал является главной водной артерией области, которая впадает в Каспийское море в 45-ти км южнее г. Атырау. Река Урал используется как источник хозпитьевого водоснабжения ряда населенных пунктов, г. Атырау, поселков нефтепромыслов и железнодорожных станций, а также для судоходства с выходом в Каспийское море.
Река Урал – единственная незарегулированная в среднем и нижнем течении река Каспийского бассейна. На территории Казахстана р. Урал входит в состав Урало-Каспийского водохозяйственного бассейна.
Река. Урал берет начало в горах Уралтау на территории России и впадает в Каспийское море ниже г. Атырау. Длина реки в пределах Казахстана 1084 км, площадь водосбора – общая 231 тыс. км2., в пределах Казахстана 72,5 км2. Формирование основного стока Урала заканчивается у пос. Кушум.
На территории Казахстана притоки не столь значительны. Здесь в нее впадают реки Илек, Утва, Деркуль, Орь и др., а в нижнем течении (ниже с. Кушум) она на протяжении 800 км до самого Каспийского моря не принимает не одного притока. В России формируется 36% стока бассейна р. Урал, в Казахстане – 54 %. Средний многолетний расход р. Урал изменяется по течению реки от 317 м3/с у пос. Кушум до 196 м3/с у г. Атырау. В межень расход реки сокращается и в низовьях составляет в среднем 70-100 м3/с летом и 27-30 м3/с зимой.
Средняя продолжительность паводка – 84 дня, в последние годы до 100 дней. В этот период проходит до 80 % годового стока. Среднемноголетний пик паводка приходится на середину мая.
Каспийское море - уникальный бессточный внутриматериковый водоем, на берегах которого осуществляют свою деятельность многочисленные промышленные и сельскохозяйственные предприятия четырех государств.
Каспий делится на три естественных физико-географических региона: Северный, Центральный и Южный
Рассматриваемая территория проходит по северо-восточному побережью Северного региона Каспия.
Северо - Восточный Каспий специфичен по своим гидрологическим условиям. Они связаны с его мелководностью, зависимостью от силы и направления ветра, взаимодействием с пресным стоком Урала и Волги и подтоком соленых вод из Среднего Каспия, высокой испаряемостью воды, быстрой прогреваемостью и охлаждением водных масс.
Температура воды в прибрежных районах Северо – Восточного Каспия имеет четко выраженную сезонную и суточную изменчивость. Она отражает колебания температуры воздуха. Весной и летом с приближением к берегу, температура воды повышается, осенью – понижается.
Режим солености в Северо - Восточном Каспии формируется под влиянием пресного стока Урала и Волги, подтока соленых вод со Среднего Каспия и из Мертвого Култука, а также испарения. Пресный сток преимущественно распространяется вдоль побережья с севера на юг.
Особенностью распределения солености у восточного побережья Северного Каспия является снижение ее по направлению от Уральской Бороздины к берегу и повышение у самого побережья вследствие испарения воды и концентрирования солей.
Независимо от сезона поле солености в районе моря, прилегающего к Тенгизскому месторождению, однородно в направлении вдоль берега и возрастает с приближением к берегу. Соленость зависит от общего уровня опреснения в Северном Каспии и подвержена сезонным изменениям и краткосрочным колебаниям под воздействием ветра.
Течения играют важную роль в формировании гидрологического режима Северного Каспия. В Северо-Восточном Каспии не существует постоянных течений. В секторе моря, прилегающему к Тенгизскому месторождению, из-за мелководности скорость и направление течений определяются ветровым фактором. В целом, циркуляция воды в этом секторе моря представлена в следующем виде: для осени преобладающим направлением течения является восточное и северо-восточное, а для весны – западное и северо-западное.
Глубина. Для данного района характерна мелководность и малый уклон дна. На профиле, расположенном вдоль береговой линии, глубины постепенно повышаются в направлении с севера на юг от 0,4 до 1,4 м. На профиле, перпендикулярном береговой линии, глубина составляет 0,65-1,05 м.
Атмосферные осадки. Режим выпадения осадков в значительной мере зависит от взаимодействия различных по происхождению воздушных масс с рельефом побережья Каспийского моря.
Наибольшее количество осадков выпадает в летние месяцы. Максимум осадков в этой части моря отмечается в июне-сентябре (15-17 мм в месяц). Минимальным количеством осадков характеризуется январь – февраль (около 10 мм в месяц).
В осенне-зимний период преобладают преимущественно осадки обложного характера. Максимальная продолжительность непрерывных дождей составляет от пяти до семи суток зимой и 1-2 суток – летом. Общая продолжительность осадков за год составляет в среднем около 15 суток.
Многолетние колебания уровня моря. Одной из характерных особенностей Каспийского моря является тот факт, что водное пространство подвержено значительным колебаниям уровня поверхности, способное повышаться и понижаться за короткие и длительные циклы.
Приходная часть среднемноголетнего водного баланса слагается на 20 % из осадков, на 1 % из притока подземных вод и на 79 % из речного стока. Расходная часть определяется испарением. Изменение взаимосвязей этих трех составляющих баланса, в особенности речного стока и испарения, оказывает наибольшее воздействие на многолетние колебания уровня моря.
Проблемы, связанные с повышением уровня моря усиливаются характерными для северо-восточного побережья большими нагонами, росту амплитуды которых способствуют штормовые ветры.
Общее непрерывное понижение уровня, наблюдавшееся в 1930-1977 гг., составило 3,2 м со средней интенсивностью около 4 см в год. Основными факторами этого понижения явились климатические изменения и хозяйственная деятельность.
В настоящее время уровень Каспийского моря колеблется у отметки минус 27 м. На Каспии практически нет приливов. Причины изменения уровня моря могут быть как природными, так и антропогенными – результат глобальных климатических изменений, вызванных человеком. Поскольку это внутренний водоем, его уровень зависит от изменений объема поступления (в основном речного стока) и потери (в основном испарение) воды.
Проблемы, связанные с повышением уровня моря, усиливаются характерными для северо-восточного побережья большими нагонами, росту амплитуды которых, способствуют штормовые ветры. Максимальное количество сильных штормов (79 %) приходится на холодную половину года (ноябрь – апрель), когда на ветровой режим оказывает влияние сибирский антициклон.
Наличие обширных мелководий, очень малых уклонов дна прибрежной зоны в пределах Республики Казахстан является причиной того, что даже небольшое повышение уровня моря влечет за собой затопление обширных территорий. При повышении уровня моря на 1 метр затапливается территория до 10-17 тыс. км2.
Сгонно-Нагонные колебания уровня моря. Из деформационных колебаний уровня Северного Каспия самыми значительными являются сгонно-нагонные колебания, которые создаются в результате воздействия тангенциального напряжения ветра на водную поверхность моря и имеют непериодический характер.
На величину нагонов и сгонов оказывают влияние такие факторы, как скорость, направление, продолжительность действия ветра, а также глубины моря, уклоны и рельеф дна, конфигурация береговой черты.
Все эти факторы присущи Северному Каспию. Обширные мелководья, малые уклоны дна и суши, конфигурация береговой черты, активная деятельность ветра создают благоприятные условия для развития в этой части Каспийского моря значительных сгонно-нагонных колебаний уровня.
В соответствии с характером ветров наибольшая частота и значение нагонов и сгонов отмечаются ранней весной (март-май) и осенью (сентябрь-ноябрь). В летние месяцы сгонно-нагонные колебания уровня обычно незначительны и повторяемость их мала.
В Казахстанской части Северного Каспия при сильных нагонах в условиях крайне малых уклонов прилегающей к морю суши затапливается побережье шириной до 15-50 км от фонового уреза воды и примерно до отметок суши на 1-3 м выше фонового уровня.
Наличие обширных мелководий, очень малых уклонов дна прибрежной зоны в пределах Республики Казахстан является причиной того, что даже небольшое повышение уровня моря влечет за собой затопление обширных территорий. При повышении уровня моря на 1 метр затапливается территория до 10-17 тыс. км2.
Такие нагоны и оставленные ими в понижениях суши воды способствуют повышению уровня грунтовых вод и верховодок, увеличивая ширину подтопляемой полосы до 2-8 км. Зимой во время оттепелей, весной и осенью такие понижения в рельефе также заполняются талыми и дождевыми водами, повышая увлажненность побережья. Всё это снижает устойчивость зданий и сооружений, обусловливает нарушение коммуникаций и создает неблагоприятную экологическую обстановку в прибрежной зоне.
Качество поверхностных вод. Исследования экологического состояния природной среды Каспийского моря проводились ТОО «КазНИГРИ» 28 июня 2006г.
Пробы морской воды были отобраны непосредственно из Каспийского моря и недалеко от трассы Кульсары – Опорный из нагонных вод моря. Определялся катионно-анионный состав проб воды: карбонаты, гидрокарбонаты, хлориды, сульфаты, кальций, магний, натрий+калий, активная реакция среды рН, взвешенные вещества, органические вещества, нитраты, нитриты, аммоний, фенолы общие, нефтепродукты и группа тяжелых металлов.
Анализируемая вода в обоих случаях относится к сульфатно-хлоридно-магниево-натриевому типу, по минерализации – в первом случае к высокоминерализованным водам (общая минерализация 22,978 г/л), во втором – к рассолу (55,894 г/л).
Органических веществ: нитратов, нитритов, иона аммония не обнаружено. Зафиксировано наличие нефтепродуктов и фенолов. Концентрация нефтепродуктов не превышает ПДК (0,3 мг/дм3), а содержание фенолов оказалось завышенным (от 0,0025 до 0,003 мг/дм3) и составило 3 ПДК.
Содержание тяжелых металлов не превысило ПДК.
Таблица 3.5.1.
Средние гидрологические параметры у восточного побережья
Северного Каспия.
Наименование показателей Прозрачность опалесцирующая
Температура, 0С 25
рН 8,090
Гидрогеологическая характеристика подземных вод. Исследуемый участок по гидрогеологическим условиям относится к Западно-Прикаспийскому району. В пределах надсолевого этажа он заключает мощные водоносные комплексы в кайнозойских, мезозойских и верхнепермских осадочных толщах.
Водоносные горизонты нижнего яруса содержат высоконапорные термальные воды высокой минерализации. При метаморфизации таких рассолов немалая роль принадлежит и поровым растворам, выжимаемым из глинистых пород под воздействием высоких гидростатических давлений.
В верхнем водоносном ярусе надсолевогo этажа, в песчано-глинистых, в основном морских, осадках (четвертичных и верхненеогеновых) в условиях воздействия аридного климата формируются напорные и безнапорные воды инфильтрационного генезиса с пестрым химическим составом и чаще всего с низким содержанием микроэлементов. Bодообильность водосодержащих пород верхнего яруса невелика. Производительность водопунктов не превышает десятых долей литра в 1 сек. Воды преимущественно соленые с минерализацией 10-50 г/л, сульфатные, хлоридные, натриевые.
Описываемый район представляет собой артезианский бассейн II порядка. В пределах этого бассейна можно выделить два гидрогеологических этажа: нижний, приуроченный к докунгурскому (подсолевому), и верхний - к послекунгурскому (надсолевому) комплексам. В настоящее время дoстаточно полно изучен верхний этаж.
Все воды сложного химического состава с преобладанием типа хлоридного магниево- натриевого в coлeных водах и рассолах, по физическим свойствам прозрачные, без цвета и относятся к группе холодных с температурой 13°-15°С. В связи с присутствием в них повышенного содержания магния они жесткие, по концентрации водородных ионов нейтральные и слабощелочные. Питание грунтовых вод новокаспийских отложений происходит за счет атмосферных осадков и подземного внутрипластового стока из хвалынских отложений. Разгрузка вод идет в основном в море на aбcoлютных отметках минус 28-35 м. Одновременно подземные воды первого горизонта разгружаются в соры.
Характеристика химического состава подземных вод. Для оценки возможного негативного воздействия технологических объектов ТОО «Эмбаведьойл» на качество подземных вод на территории месторождения, существует и функционирует сеть наблюдательных гидрогеологических скважин для ведения мониторинга за состоянием грунтовых вод.
После замеров уровня и температуры грунтовых вод из наблюдательных скважин были отобраны пробы воды на химический анализ для определения в них нефтепродуктов, сероводорода, ХПК тяжелых металлов, сульфатов, хлоридов, нитратов, нитритов, аммония солевого, калия, натрия, рН и минерализации.
Экологическая защищенность подземных вод исследованного района. В настоящее время принята методика бальной оценки защищенности грунтовых водоносных горизонтов от загрязнения, разработанная во ВСЕГИНГЕО. Последовательность методического приема по определению степени защищенности подземных вод приведена в трех нижеследующих таблицах 3.5.2. – 3.5.3.
Таблица 3.5.2.
Градация глубин залегания уровней грунтовых вод
Глубина залегания уровня грунтовых вод, Н, мКод
менее 10 м,
Примесь
10-20г/сек
без
очистки 20-30т/год
без
очистки 30-40%
очистки
более 40г/сек
c
очисткой
Количество баллов03010304032803300337070313252754 1Азота (IV) диоксид (4)Азот (II) оксид(6)Углерод (593)Сера диоксид (526)Углерод оксид (594)Бенз/а/пирен (54)Формальдегид (619)Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 20.06280530.01020590.00292070.02453330.06337786.9920E-80.0007010.0169397 30.03287040.00534140.00146740.012840.0333845.1360E-80.00036690.0088046 400000000 50.06280530.01020590.00292070.02453330.06337786.9920E-80.0007010.0169397
Таблица 3.5.3.
Градация мощностей слабопроницаемых отложений зоны аэрации
Номер
градации Мощность, м Группа отложений
Супеси, легкие суглинки Суглинки, песчанистые глины Тяжелые
суглинки, глины
1 менее 2 1 1 2
2 2-4 2 3 4
3 4-6 3 4 6
4 6-8 4 6 8
5 8-10 5 7 10
6 10-12 6 9 12
7 12-14 7 10 14
8 14-16 8 12 16
9 16-18 9 13 18
10 18-20 10 15 20
11 Более 20 12 18 25
Сумма баллов, зависящая от градации глубин залегания грунтовых вод, мощности и литологии слабопроницаемых отложений, определяет степень защищенности грунтовых вод. По сумме баллов выделяется шесть категорий их защищенности.
Таблица 3.5.4.
Категории защищенности грунтовых вод по сумме баллов
Категория защищенности I II III IV V VI
Сумма баллов Менее 5 5-10 10-15 15-20 20-25 Более 20
Наиболее благоприятными являются условия защищенности соответствующие категории VI, наименее благоприятные – категории I. Согласно данной методике, подземные воды аллювиальных четвертичных отложений участка месторождения относятся к категории I и являются незащищенными.
Классификация степени защищенности подземных вод:
Подземные воды аллювиальных и эоловых отложений, глубина залегания уровня 1-10 м – незащищенные;
Подземные воды на участках выходов альб-сеноманских отложений на дневную поверхность в зависимости от глубины залегания уровня подземных вод:
1-10 м – незащищенные;
10-30 м - слабо защищенные;
более 30 м – условно защищенные.
Подземные воды с поверхности перекрытые водоупорными отложениями – надежно защищенные.
В пределах территории работ верхний водоносный горизонт представлен четвертичными эоловыми отложениями, приуроченными к песчаным массивам. Водовмещающие породы представлены тонко- и мелкозернистыми, нередко пылеватыми песками.
Мониторинг состояния грунтовых вод
Мониторинг подземных вод является элементом производственного мониторинга и составной частью производственного экологического контроля.
При проведении наблюдений за грунтовыми водами, проводимых в рамках производственного мониторинга, решаются следующие задачи:
своевременное выявление изменений состояния подземных вод, находящихся под воздействием потенциального источника загрязнения, на основе наблюдений;
определение фактического состояния и выявление естественных закономерностей в изменении качества подземных вод на основе многолетних наблюдений;
определения динамики распространения загрязнения;
проверка эффективности экологически обоснованных конструктивных решений и природоохранных мероприятий на основе получаемых результатов мониторинга;
выработка рекомендаций по предупреждению и устранению последствий негативных процессов при эксплуатации месторождения;
информационное обеспечение ответственных лиц предприятия и государственных органов, контролирующих состояние окружающей среды.
Лабораторные исследования проб выполнялись на следующие вещества:водородный показатель, медь, цинк, свинец, нефтепродукты, аммоний солевой, нитраты, нитриты, АПАВ, ХПК.
Результаты анализа проб воды отобранных с наблюдательных скважин представлены в таблицах 3.5.5-3.5.6.
Таблица 3.5.5.
Результаты анализов проб воды отобранных с наблюдательных скважин на месторождении Камыскуль Южный за 1 полугодие 2016 год
Наименование источников воздействия (контрольные точки) Наименование загрязняющих
веществ Установленный норматив (мг/дм3; т/год) Фактический результат мониторинга (г/сек; т/кв; т/год ) Соблюдение либо повышение нормативов (ПДС) Мероприятия по устранению нарушения
1 2 3 4 5 6
Месторождение Южный Камыскуль. 1 полугодие 2016 года
Скв.№110 Водородный показатель (РН) По фоновой 7,33 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой, мг/дм3 По фоновой 0,75 отсутствуют Не требуется
Нитриты, мг/дм3 По фоновой 0,04 отсутствуют Не требуется
Нитраты, мг/дм3 По фоновой 1,27 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты , мг/дм3 По фоновой 0,069 отсутствуют Не требуется
АПАВ мг/ дм3 По фоновой 0,078 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 18,4 отсутствуют Не требуется
Свинец, мг/ дм3 По фоновой 0,005 отсутствуют Не требуется
Цинк, мг/ дм3 По фоновой 0,65 отсутствуют Не требуется
Медь, мг/ дм3 По фоновой 0,018 отсутствуют Не требуется
Скв.№111 Водородный показатель (РН) По фоновой 7,49 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой, мг/дм3 По фоновой 0,82 отсутствуют Не требуется
Нитриты, мг/дм3 По фоновой 0,03 отсутствуют Не требуется
Нитраты, мг/дм3 По фоновой 1,55 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты , мг/дм3 По фоновой 0,058 отсутствуют Не требуется
АПАВ мг/ дм3 По фоновой 0,080 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 16,4 отсутствуют Не требуется
Свинец, мг/ дм3 По фоновой 0,025 отсутствуют Не требуется
Цинк, мг/ дм3 По фоновой 1,1 отсутствуют Не требуется
Медь, мг/ дм3 По фоновой 0,085 отсутствуют Не требуется
Скв.№112 Водородный показатель (РН) По фоновой 7,56 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой, мг/дм3 По фоновой 1,28 отсутствуют Не требуется
Нитриты, мг/дм3 По фоновой 0,05 отсутствуют Не требуется
Нитраты, мг/дм3 По фоновой 1,61 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты , мг/дм3 По фоновой 1,56 отсутствуют Не требуется
АПАВ мг/ дм3 По фоновой 0,070 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 14,3 отсутствуют Не требуется
Свинец, мг/ дм3 По фоновой 0,015 отсутствуют Не требуется
Цинк, мг/ дм3 По фоновой 0,86 отсутствуют Не требуется
Медь, мг/ дм3 По фоновой 0,08 отсутствуют Не требуется
Скв.№112-А Водородный показатель (РН) По фоновой 7,25 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой, мг/дм3 По фоновой 0,90 отсутствуют Не требуется
Нитриты, мг/дм3 По фоновой 0,06 отсутствуют Не требуется
Нитраты, мг/дм3 По фоновой 1,13 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты , мг/дм3 По фоновой 0,061 отсутствуют Не требуется
АПАВ мг/ дм3 По фоновой 0,070 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 14,2 отсутствуют Не требуется
Свинец, мг/ дм3 По фоновой 0,009 отсутствуют Не требуется
Цинк, мг/ дм3 По фоновой 0,61 отсутствуют Не требуется
Медь, мг/ дм3 По фоновой 0,077 отсутствуют Не требуется
Скв.№113-А Водородный показатель (РН) По фоновой 7,0 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой, мг/дм3 По фоновой 1,35 отсутствуют Не требуется
Нитриты, мг/дм3 По фоновой 0,052 отсутствуют Не требуется
Нитраты, мг/дм3 По фоновой 1,17 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты , мг/дм3 По фоновой 0,082 отсутствуют Не требуется
АПАВ мг/ дм3 По фоновой 0,070 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 12,6 отсутствуют Не требуется
Свинец, мг/ дм3 По фоновой 0,056 отсутствуют Не требуется
Цинк, мг/ дм3 По фоновой 0,73 отсутствуют Не требуется
Медь, мг/ дм3 По фоновой 0,18 отсутствуют Не требуется
Скв.№114 Водородный показатель (РН) По фоновой 7,57 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой, мг/дм3 По фоновой 1,05 отсутствуют Не требуется
Нитриты, мг/дм3 По фоновой 0,046 отсутствуют Не требуется
Нитраты, мг/дм3 По фоновой 2,33 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты , мг/дм3 По фоновой 0,064 отсутствуют Не требуется
АПАВ мг/ дм3 По фоновой 0,031 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 10,4 отсутствуют Не требуется
Свинец, мг/ дм3 По фоновой 0,077 отсутствуют Не требуется
Цинк, мг/ дм3 По фоновой 0,96 отсутствуют Не требуется
Медь, мг/ дм3 По фоновой 0,35 отсутствуют Не требуется
Скв.№114-А Водородный показатель (РН) По фоновой 7,31 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой, мг/дм3 По фоновой 1,10 отсутствуют Не требуется
Нитриты, мг/дм3 По фоновой 0,038 отсутствуют Не требуется
Нитраты, мг/дм3 По фоновой 2,57 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты , мг/дм3 По фоновой 0,058 отсутствуют Не требуется
АПАВ мг/ дм3 По фоновой 0,030 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 16,7 отсутствуют Не требуется
Свинец, мг/ дм3 По фоновой 0,018 отсутствуют Не требуется
Цинк, мг/ дм3 По фоновой 0,51 отсутствуют Не требуется
Медь, мг/ дм3 По фоновой 0,035 отсутствуют Не требуется
Скв.№115 Водородный показатель (РН) По фоновой 7,45 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой, мг/дм3 По фоновой 0,81 отсутствуют Не требуется
Нитриты, мг/дм3 По фоновой 0,09 отсутствуют Не требуется
Нитраты, мг/дм3 По фоновой 2,46 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты , мг/дм3 По фоновой 0,082 отсутствуют Не требуется
АПАВ мг/ дм3 По фоновой 0,036 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 14,5 отсутствуют Не требуется
Свинец, мг/ дм3 По фоновой 0,005 отсутствуют Не требуется
Цинк, мг/ дм3 По фоновой 0,42 отсутствуют Не требуется
Медь, мг/ дм3 По фоновой 0,058 отсутствуют Не требуется
Скв.№116 Водородный показатель (РН) По фоновой 7,33 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой, мг/дм3 По фоновой 1,07 отсутствуют Не требуется
Нитриты, мг/дм3 По фоновой 0,07 отсутствуют Не требуется
Нитраты, мг/дм3 По фоновой 2,71 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты , мг/дм3 По фоновой 0,090 отсутствуют Не требуется
АПАВ мг/ дм3 По фоновой 0,040 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 12,8 отсутствуют Не требуется
Свинец, мг/ дм3 По фоновой 0,0015 отсутствуют Не требуется
Цинк, мг/ дм3 По фоновой 0,018 отсутствуют Не требуется
Медь, мг/ дм3 По фоновой 0,044 отсутствуют Не требуется
Скв.№117 Водородный показатель (РН) нет воды Аммоний солевой, мг/дм3 Нитриты, мг/дм3 - Нитраты, мг/дм3 - Нефтепродукты , мг/дм3 - АПАВ мг/ дм3 - ХПК, мг/О/дм3 - Свинец, мг/ дм3 - Цинк, мг/ дм3 - Медь, мг/ дм3 - Скв.№118 Водородный показатель (РН) По фоновой 7,06 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой, мг/дм3 По фоновой 0,98 отсутствуют Не требуется
Нитриты, мг/дм3 По фоновой 0,07 отсутствуют Не требуется
Нитраты, мг/дм3 По фоновой 2,35 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты , мг/дм3 По фоновой 0,091 отсутствуют Не требуется
АПАВ мг/ дм3 По фоновой 0,040 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 15,6 отсутствуют Не требуется
Свинец, мг/ дм3 По фоновой 0,08 отсутствуют Не требуется
Цинк, мг/ дм3 По фоновой 0,52 отсутствуют Не требуется
Медь, мг/ дм3 По фоновой 0,066 отсутствуют Не требуется
Скв №1Ф Водородный показатель (РН) Не нормируется 7,91 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой, мг/дм3 Не нормируется 2,21 отсутствуют Не требуется
Нитриты, мг/дм3 Не нормируется 0,1 отсутствуют Не требуется
Нитраты, мг/дм3 Не нормируется 3,45 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты , мг/дм3 Не нормируется 1,72 отсутствуют Не требуется
АПАВ мг/ дм3 Не нормируется 0,094 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 Не нормируется 18,6 отсутствуют Не требуется
Свинец, мг/ дм3 Не нормируется 0,093 отсутствуют Не требуется
Цинк, мг/ дм3 Не нормируется 1,25 отсутствуют Не требуется
Медь, мг/ дм3 Не нормируется 0,94 отсутствуют Не требуется
Таблица 3.5.6.
Результаты анализов проб воды отобранных с наблюдательных скважин на месторождении Камыскуль Южный за 2 полугодие 2016 год
Наименование источников воздействия (контрольные точки) Наименование загрязняющих
веществ Установленный норматив (мг/дм3; т/год) Фактический результат мониторинга (мг/дм3 т/год ) Соблюдение либо повышение нормативов (ПДС) Мероприятия по устранению нарушения
1 2 3 4 5 6
Месторождение Южный Камыскуль
Скв.№110 Водородный показатель (РН) По фоновой 7,4 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой, По фоновой 0,66 отсутствуют Не требуется
Нитриты По фоновой 0,05 отсутствуют Не требуется
Нитраты По фоновой 1,05 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты По фоновой 0,072 отсутствуют Не требуется
АПАВ По фоновой 0,082 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 20,3 отсутствуют Не требуется
Свинец По фоновой 0,048 отсутствуют Не требуется
Цинк По фоновой 0,62 отсутствуют Не требуется
Медь По фоновой 0,019 отсутствуют Не требуется
Скв.№111 Водородный показатель (РН) По фоновой 7,5 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой По фоновой 0,74 отсутствуют Не требуется
Нитриты По фоновой 0,04 отсутствуют Не требуется
Нитраты По фоновой 1,27 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты , По фоновой 0,069 отсутствуют Не требуется
АПАВ По фоновой 0,096 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 18,6 отсутствуют Не требуется
Свинец По фоновой 0,027 отсутствуют Не требуется
Цинк По фоновой 1,14 отсутствуют Не требуется
Медь По фоновой 0,027 отсутствуют Не требуется
Скв.№112 Водородный показатель (РН) По фоновой 7,3 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой По фоновой 1,09 отсутствуют Не требуется
Нитриты По фоновой 0,04 отсутствуют Не требуется
Нитраты По фоновой 1,39 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты По фоновой 1,34 отсутствуют Не требуется
АПАВ По фоновой 0,084 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 15,9 отсутствуют Не требуется
Свинец По фоновой 0,016 отсутствуют Не требуется
Цинк По фоновой 0,9 отсутствуют Не требуется
Медь По фоновой 0,081 отсутствуют Не требуется
Скв.№112-А Водородный показатель (РН) По фоновой 7,1 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой, По фоновой 0,82 отсутствуют Не требуется
Нитриты По фоновой 0,07 отсутствуют Не требуется
Нитраты По фоновой 0,98 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты , По фоновой 0,074 отсутствуют Не требуется
АПАВ По фоновой 0,067 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 16,1 отсутствуют Не требуется
Свинец По фоновой 0,0094 отсутствуют Не требуется
Цинк По фоновой 0,66 отсутствуют Не требуется
Медь По фоновой 0,079 отсутствуют Не требуется
Скв.№113-А Водородный показатель (РН) По фоновой 7,2 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой По фоновой 1,16 отсутствуют Не требуется
Нитриты По фоновой 0,04 отсутствуют Не требуется
Нитраты По фоновой 1,96 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты , По фоновой 0,098 отсутствуют Не требуется
АПАВ По фоновой 0,094 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 13,4 отсутствуют Не требуется
Свинец По фоновой 0,056 отсутствуют Не требуется
Цинк По фоновой 0,75 отсутствуют Не требуется
Медь По фоновой 0,19 отсутствуют Не требуется
Скв.№114 Водородный показатель (РН) По фоновой 7,5 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой По фоновой 0,87 отсутствуют Не требуется
Нитриты По фоновой 0,03 отсутствуют Не требуется
Нитраты По фоновой 2,17 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты По фоновой 0,059 отсутствуют Не требуется
АПАВ По фоновой 0,056 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 11,5 отсутствуют Не требуется
Свинец По фоновой 0,072 отсутствуют Не требуется
Цинк По фоновой 0,93 отсутствуют Не требуется
Медь По фоновой 0,37 отсутствуют Не требуется
Скв.№114-А Водородный показатель (РН) По фоновой 7,24 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой По фоновой 0,96 отсутствуют Не требуется
Нитриты По фоновой 0,04 отсутствуют Не требуется
Нитраты По фоновой 2,14 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты По фоновой 0,076 отсутствуют Не требуется
АПАВ По фоновой 0,062 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 17,3 отсутствуют Не требуется
Свинец По фоновой 0,021 отсутствуют Не требуется
Цинк По фоновой 0,55 отсутствуют Не требуется
Медь По фоновой 0,038 отсутствуют Не требуется
Скв.№115 Водородный показатель (РН) По фоновой 7,51 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой По фоновой 0,69 отсутствуют Не требуется
Нитриты По фоновой 0,07 отсутствуют Не требуется
Нитраты По фоновой 2,22 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты По фоновой 0,095 отсутствуют Не требуется
АПАВ По фоновой 0,048 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 15,8 отсутствуют Не требуется
Свинец По фоновой 0,0054 отсутствуют Не требуется
Цинк По фоновой 0,44 отсутствуют Не требуется
Медь По фоновой 0,061 отсутствуют Не требуется
Скв.№116 Водородный показатель (РН) По фоновой 7,2 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой По фоновой 0,98 отсутствуют Не требуется
Нитриты По фоновой 0,06 отсутствуют Не требуется
Нитраты По фоновой 2,33 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты По фоновой 0,079 отсутствуют Не требуется
АПАВ По фоновой 0,069 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 По фоновой 11,9 отсутствуют Не требуется
Свинец По фоновой 0,0017 отсутствуют Не требуется
Цинк По фоновой 0,02 отсутствуют Не требуется
Медь По фоновой 0,049 отсутствуют Не требуется
Скв.№117 Водородный показатель (РН) нет воды Аммоний солевой Нитриты Нитраты Нефтепродукты АПАВ ХПК, мг/О/дм3 Свинец Цинк Медь Скв.№118 Водородный показатель (РН) нет воды Аммоний солевой Нитриты Нитраты Нефтепродукты АПАВ ХПК, мг/О/дм3 Свинец Цинк Медь Скв №1Ф Водородный показатель (РН) Не нормируется 7,22 отсутствуют Не требуется
Аммоний солевой Не нормируется 2,0 отсутствуют Не требуется
Нитриты Не нормируется 0,08 отсутствуют Не требуется
Нитраты Не нормируется 2,93 отсутствуют Не требуется
Нефтепродукты Не нормируется 1,53 отсутствуют Не требуется
АПАВ Не нормируется 0,112 отсутствуют Не требуется
ХПК, мг/О/дм3 Не нормируется 22,8 отсутствуют Не требуется
Свинец Не нормируется 0,097 отсутствуют Не требуется
Цинк Не нормируется 1,28 отсутствуют Не требуется
Медь Не нормируется 0,96 отсутствуют Не требуется
В связи с тем, что подземные воды наблюдательных скважин не нормируются, по данным ингредиентам нельзя говорить о превышениях ПДК, и возможно содержание различных компонентов имеет природное происхождение.
3.6.Характеристика почвенно-растительного покрова.
Почвообразующими породами на площади участка работ служат лёгкие суглинки и супеси, реже средние суглинки, на которых формируются светло-каштановые почвы.
Светло-каштановые почвы сформировались под типчаково-ковыльно-полынной растительностью. Одной из ведущих особенностей светло-каштановых почв является их лёгкий механический состав. Он накладывает глубокий отпечаток на физико-химические свойства.
Для рассматриваемой территории характерна комплексность почвенного покрова, где в основном представлены различные сочетания разновидностей светло-каштановых почв, различной степени засолённости. Эти почвы развиваются на самых разнообразных элементах рельефа. Почвообразующие породы у них, как и у всех почв каштанового типа, пестры: глины, суглинки, супеси и меловые отложения. Часто эти породы засолены.
Растительный покров светло-каштановых, супесчаных, песчаных почв представлен злаками, иногда с полынью австрийской, разнотравием (пырей ломкий, молочай сегиеровский, сирения сидячецветковая, тмин песчаный). Проективное покрытие около 60%, урожайность - 6,1ц/га.
На солонцах светло-каштановых почв растительность представлена торгайотово-биргуново-чернополынными видами (ежовник солончаковый, климакоптера супротивнолистная, полынь малоцветковая, лебеда седая, клоповник пронзеннолистный). Проективное покрытие около 70-80%, урожайность - 4,1 ц/га.
По содержанию гумуса и по характеру распределения его по горизонтам светлокаштановые солонцеватые почвы в значительной степени отличаются от нормальных светло-каштановых почв. У солонцеватых родов очень отчётливо просматривается резкое убывание гумуса с глубиной.
По мехсоставу среди описываемых почв преобладают тяжелосуглинистые разновидности. Рассматривая механический состав характеризуемых почв в целом, можно отметить, что верхняя часть обеднена илистой фракцией, но обогащена песчаными частицами с глубины 25-30 см, количество ила возрастает, образуя иллювиальный по отношению к илистой фракции горизонт.
В пределах описываемой территории развиты солонцы автоморфного типа, которые по зональной принадлежности относятся к пустынно-степным.
Солонцы светло-каштановые - под солянковой растительностью (биюргун, кокпек) с участием прутняка. Проективное покрытие 30%.Урожайность около 2 ц/га. Мощность гумусового горизонта А+В=20 см.
В условиях высоких температур подзоны светло-каштановых почв, недостаточности атмосферных осадков и оскудненности растительного покрова в верхнем рыхлом горизонте, происходит интенсивная минерализация растительных остатков и гумусовых веществ, которые благодаря своей подвижности снабжают иллювиальный горизонт гумусовыми веществами. Из-за плохих водно-физических свойств в иллювиальном горизонте активно протекающий процесс минерализации в верхнем горизонте здесь ослабевает, что создает условия для наибольшего накопления гумусовых веществ.
Гумусовый горизонт светло-каштановых солонцов в большинстве случаев не содержит углекислоты карбонатов. Они обычно появляют у нижней границы гумусового горизонта и образуют максисум в слое 40-60 см.
Растительный покров на солончаках представлен изреженными солянками или он вовсе отсутствует.
Характерной особенностью солончаков обыкновенных является скопление большого количества солей в верхнем подкорковом горизонте, который разрыхляясь кристализующимися здесь солями, приобретает пухлое строение. Содержание гумуса незначительное (0,9-1,5%). В верхнем горизонте содержание солей достигает 3-5%.
Резкая континентальность климата и, соответственно, резкие перепады суточных и сезонных температур, постоянный дефицит влаги, значительные скорости ветров, определяют слабую устойчивость почвенных и растительных компонентов экосистемы практически к любым видам антропогенного воздействия.
В хозяйственном отношении рассматриваемая территория имеет сугубо животноводческое значение. Для этих пастбищ характерна незначительная кормовая продуктивность 2-6 ц/га.
В весенне-летне-осеннее время наиболее продуктивными являются степные и полупустынные низкодерновиннозлаковые пастбища с преобладанием житняков, периодически косимые; серополынные пастбища с преобладанием полыни и солянковые пастбища с преобладанием полукустарниковых солянок для всех видов скота.
В осенний период наиболее продуктивными являются разнополынные пастбища с преобладанием полыней черной и селитряной, пригодной для выпаса овец, лошадей, верблюдов, и пастбища с преобладанием однолетних солянок, пригодных для выпаса овец и верблюдов.
Светлокаштановые солонцеватые почвы являются малопродуктивными землями. Для земледелия могут быть пригодны лишь при условии орошения и предварительного улучшения. В настоящее время они в большей мере используются как пастбища.
Солонцы светлокаштановые, формируясь в условиях засушливого климата, без орошения могут быть использованы, как пастбищные угодья невысокого качества.
Мониторинг состояния почвенного покроваВ рамках программы производственного экологического контроля за состоянием почвы, были произведены отборы проб с шести стационарных экологических площадок на м/р Камыкуль Южный.
Отобранные пробы почвы анализировались на содержание следующих веществ: нефтепродукты, медь, свинец, цинк, хром, ртуть.
Согласно утвержденному МООС Республики Казахстан от 20.04.2003г «Правила по экологическому мониторингу (ПР РК 52.5.06-03)» пункта 3.4.7. изучение загрязнения почвенного покрова проводится в теплое время года (вегетационный период).
Результаты лабораторных исследований почвенного покрова за 2016 год представлены в таблицах 3.6.1-3.6.2.
Таблица 3.6.1.
Результаты выполненных измерений концентраций загрязняющих веществ в почвенном покрове на границе СЗЗ месторождения Камыскуль Южный за 1 полугодие 2016 года
Точки отбора проб Наименование загрязняющих веществ Фактическая концентрация Норма
ПДК
мг/кг Наличие превышения ПДК, кратность Предложения по устранению нарушений и улучшению экологической обстановки.
1 2 3 4 5 6
Месторождение Южный Камыскуль. Границы СЗЗ. 1 полугодие 2016 года
север
Нефтепродукты 6,6 - - -
Медь 6,25 - Свинец 1,3 32,0 Цинк 7,9 - Кадмий 0,56 - Хром 1,69 6,0 Ртуть < 0,03 2,1 Кальций 1000,0 - Магний 870,0 - Нитраты 42,7 - Карбонаты Не/обн - Гидрокарбонаты 793,0 - Механический состав Легкий суглинок - Сульфаты 275,0 - Хлориды 532,5 - рН 7,56 - юг Нефтепродукты <5,0 - - -
Медь 6,23 - Свинец 2,2 32,0 Цинк 12,6 - Кадмий 0,75 - Хром 4,75 6,0 Ртуть < 0,03 2,1 Кальций 850,0 - Магний 720,0 - Нитраты 33,1 - Карбонаты Не/обн - Гидрокарбонаты 1189,5 - Механический состав Легкий суглинок - Сульфаты 238,0 - Хлориды 399,5 - рН 7,75 - запад
Нефтепродукты < 5,0 - -
-
Медь 8,42 - Свинец 1,5 32,0 Цинк 4,96 - Кадмий 0,46 - Хром 1,75 6,0 Ртуть < 0,03 2,1 Кальций 850,0 - Магний 900,0 - Нитраты 40,7 - Карбонаты Не/обн - Гидрокарбонаты 1006,5 - Механический состав Сред. суглинок - Сульфаты 252,0 - Хлориды 461,5 - рН 7,83 - восток
Нефтепродукты 7,8 - - -
Медь 5,09 - Свинец 0,8 32,0 Цинк 10,0 - Кадмий 0,9 - Хром 1,69 6,0 Ртуть < 0,03 2,1 Кальций, % 900,0 - Магний, % 750,0 - Нитраты 33,9 - Карбонаты Не/обн - Гидрокарбонаты 915,0 - Механический состав Сред. суглинок - Сульфаты 246,0 - Хлориды 284,0 - рН 7,95 - РВС №1 Нефтепродукты < 5,0 - - -
Медь 4,46 - Свинец 1,12 32,0 Цинк 5,32 - Кадмий 0,39 - Хром 1,35 6,0 Ртуть < 0,03 2,1 Кальций 950,0 - Магний 990,0 - Нитраты 50,1 - Карбонаты Не/обн - Гидрокарбонаты 823,5 - Механический состав Сред. суглинок - Сульфаты 268,0 - Хлориды 319,5 - рН 7,69 - РВС №2 Нефтепродукты < 5,0 - - -
Медь 9,95 - Свинец 0,88 32,0 Цинк 8,8 - Кадмий 0,78 - Хром 1,95 6,0 Ртуть < 0,03 2,1 Кальций 1250,0 - Магний 780,0 - Нитраты 31,6 - Карбонаты Не/обн - Гидрокарбонаты 793,0 - Механический состав Сред. суглинок - Сульфаты 273,0 - Хлориды 497,0 - рН 7,36 - Таблица 3.6.2.
Результаты выполненных измерений концентраций загрязняющих веществ в почвенном покрове на границе СЗЗ месторождения Камыскуль Южный за 2 полугодие 2016 года
Точки отбора проб Наименование загрязняющих веществ Фактическая концентрация Норма
ПДК
мг/кг Наличие превышения ПДК, кратность Предложения по устранению нарушений и улучшению экологической обстановки.
1 2 3 4 5 6
Месторождение Южный Камыскуль.
Север
рН 7,68 - -
Нефтепродукты 6,9 - Нитраты 44,7 - Хлориды 600,0 - Сульфаты 308,48 - Карбонаты Не/обн - Гидрокарбонаты 780,0 - Кальций 900,0 Магний 780,0 - Медь 6,38 - Цинк 8,1 - Кадмий 0,6 - Ртуть < 0,03 2,1 Механический состав Легкий суглинок - Хром 2,68 6,0 Свинец 1,42 32,0 Юг рН 7,92 - -
Нефтепродукты 8,1 - Нитраты 32,4 - Хлориды 353,2 - Сульфаты 205,66 - Карбонаты Не/обн - Гидрокарбонаты 930,0 - Кальций 950,0 Магний 790,0 - Медь 5,12 - Цинк 10,25 - Кадмий 0,88 - Ртуть < 0,03 2,1 Механический состав Легкий суглинок - Хром 3,75 6,0 Свинец 1,01 32,0 Запад
рН 7,88 - -
Нефтепродукты 5,7 - Нитраты 39,8 - Хлориды 494,15 - Сульфаты 267,35 - Карбонаты Не/обн - Гидрокарбонаты 1150,0 - Кальций 750,0 Магний 880,0 - Медь 8,56 - Цинк 5,04 - Кадмий 0,52 - Ртуть < 0,03 2,1 Механический состав Легкий суглинок - Хром 2,46 6,0 Свинец 1,78 32,0 Восток
рН 7,83 - -
Нефтепродукты 5,4 - Нитраты 31,6 - Хлориды 423,9 - Сульфаты 257,07 - Карбонаты Не/обн - Гидрокарбонаты 1200,0 - Кальций 800,0 Магний 690,0 - Медь 6,48 - Цинк 12,74 - Кадмий 0,77 - Ртуть < 0,03 2,1 Механический состав Легкий суглинок - Хром 5,27 6,0 Свинец 2,35 32,0 РВС №1 рН 7,74 - -
Нефтепродукты 5,2 - Нитраты 49,0 - Хлориды 388,48 - Сульфаты 195,37 - Карбонаты Не/обн - Гидрокарбонаты 780,5 - Кальций 1000,0 Магний 940,0 - Медь 4,56 - Цинк 6,33 - Кадмий 0,49 - Ртуть < 0,03 2,1 Механический состав Легкий суглинок - Хром 1,89 6,0 Свинец 2,13 32,0 РВС №2 рН 7,41 - -
Нефтепродукты 5,1 - Нитраты 32,4 - Хлориды 565,16 - Сульфаты 287,92 - Карбонаты Не/обн - Гидрокарбонаты 775,0 - Кальций 1150,0 Магний 810,0 - Медь 10,08 - Цинк 9,17 - Кадмий 0,75 - Ртуть < 0,03 2,1 Механический состав Легкий суглинок - Хром 2,34 6,0 Свинец 1,28 32,0 Результаты химического анализа проб почвы в 2016 г. месторождении Камыскуль Южный показали, что превышения установленных нормативов предельно-допустимых концентраций валовых содержаний тяжелых металлов не наблюдается.
Животный мир.
Земноводные и пресмыкающиеся.
В исследуемом регионе земноводные представлены одним видом - зелёной жабой, а пресмыкающиеся -16 видами.
Основу пресмыкающихся в регионе составляет пустынный комплекс, представленный 12 видами (среднеазиатская черепаха, пискливый, серый и каспийский гекконы, такырная, ушастая и круглоголовка-вертихвостка, степная агама, быстрая ящурка, песчаный и восточный удавчики и стрела- змея.
Пресмыкающиеся в арало-каспийских пустынях занимают ведущее место в биоценозах и характеризуются высокой степенью зависимости от окружающей среды. Некоторые ящерицы являются надежными индикаторами состояния среды и могут использоваться для мониторинга при освоении нефтегазовых месторождений в регионе. В пределах исследуемой территории встречается наиболее редкий представитель пресмыкающихся - четырёхполосый полоз, занесенный в Красную книгу Республики Казахстан.
Птицы.
Видовой состав гнездящихся в пустынных ландшафтах птиц невелик, здесь встречаются 5 видов хищных птиц (курганник, степной орёл, могильник, балобан и обыкновенная пустельга), 2 вида журавлеобразных (журавль-красавка и джек), 2 вида куликов (авдотка и каспийский зуек), 2 вида рябков (чернобрюхий рябок и саджа), 2 вида сов (филин, домовой сыч), 4 вида ракшеобразных (сизоворонка, золотистая и зеленая щурки и удод), 3 вида славковых (северная бормотушка, пустынная славка и славка-завирушка), 2 вида каменок (пустынная и плясунья), 2 вида воробьёв(домовой и полевой), и один вид овсянок (желчная овсянка). У временных водоёмов поселяются 2 вида уток (огарь и пеганка).
В количественном отношении в пустынях разного вида достаточно обычны малые жаворонки, пустынные каменки и плясуньи, желчные овсянки и степные орлы. С постройками человека (животноводческие фермы, колодцы и др.) связаны, в основном, синантропные виды птиц (воробьи, деревенские ласточки, хохлатые жаворонки, домовые сычи и удоды). На участках с открытой водой у ферм и колодцев на водопое и кормёжке встречаются многие виды обитателей пустынных ландшафтов. Плотность населения птиц на большинстве территории региона в гнездовой период составляет от 8 до 50 птиц на 1 км (в среднем 17 особей/км).
В период миграций (апрель-май, конец августа - октябрь) численность птиц возрастает до 70-100 птиц/км. Причём здесь встречаются как типичные обитатели пустынь, так и птицы древесно-кустарниковых насаждений и околоводные птицы (особенно в весенний период). Особое место в период весенней миграции представляют временные водоёмы в понижениях рельефа и вдоль чинков. В зависимости от обводненности птицы могут задерживаться здесь до конца мая - середины июня.
Среди гнездящихся птиц достаточно обычны степной орёл, чернобрюхий рябок и саджа, другие виды (могильник, балобан, журавль-красавка, джек и филин) и на территории исследуемого региона встречаются в небольшом числе. На пролёте в заметном количестве отмечены пеликаны, фламинго и черноголовые хохотуны, которые охраняются Законом и требуют бережного отношения.
Млекопитающие.
Исследуемый регион зоогеографически относится к северным арало-каспийским пустыням, поэтому основу фауны млекопитающих составляют пустынные виды, которые здесь представлены более чем 20 видами, в том числе 11 широко распространенных. Туранская фауна представлена тонкопалым сусликом, малым тушканчиком и тушканчиком Северцова, тамарисковой песчанкой и др. Достаточно богата и типично казахстанская фауна из 6 видов. Ирено-афганская фауна представлена краснохвостой песчанкой и общественной полевкой. Из монгольской пустынной фауны здесь распространены 2 вида - тушканчик-прыгун и хомячок Эверсмана. Из широко распространенных хищных млекопитающих в регионе встречается 8 видов, из них 2 вида (хорь-перевязка и барханный кот) занесены в Красную Книгу Казахстана, а 6 видов относятся к ценным промысловым животным.
Определенное значение в регионе имеют грызуны, являющиеся вредителями пастбищ, а в большей степени носителями и переносчиками инфекционных заболеваний, опасных для человека и домашних животных (тушканчики, серый хомячок и песчанки). Мониторинг за состоянием популяций этих млекопитающих в течение последних десятилетий проводился противочумной службой республики, которая в последние годы нуждается в финансовой поддержке. Общая численность и плотность широко распространенных в пустынях тушканчиков поддерживается на уровне 5-6 особей на 10 км маршрута, песчанок (тамарисковой, краснохвостой, большой и полуденной) в среднем до 7-8 особей на 1 га, а на солончаках еще реже.
3.8.Радиационная обстановка территории
Радиационная безопасность населения от воздействия ионизирующих излучений, обусловленных загрязнением окружающей среды радиоактивными веществами, обеспечивается, в первую очередь, выполнением требований санитарного законодательства, которое регламентирует условия размещения потенциальных источников загрязнения окружающей среды, контролем за удалением и обезвреживанием радиоактивных отходов, за содержанием радиоактивных веществ в атмосферном воздухе, почве, воде, пищевых продуктах, а также за поступлением радионуклидов в организм человека, животных и т.д.
Все природные органические соединения, в том числе нефть и газ, являются естественными активными сорбентами радиоактивных элементов. Их накопление в газе, газовом конденсате, нефти, пластовых водах и их коллекторах является естественным геохимическим процессом. В этой связи конденсат и образующиеся со временем донные осадки необходимо рассматривать с позиции радиационной безопасности как минеральное сырье, содержащее радиоактивные вещества. Радиоактивность нефтепромыслового оборудования обусловлена отложением на его стенках высоко агрессивных солей - смеси сульфатокальция-бария-тория-калия-40.
К радиоактивным отходам относятся: металлолом, нефтешлам, соли с внутренней поверхности труб, грунт в местах массированных изливов пластовой воды, отработавшие источники ИИ.
При работе с радиоактивными отходами должны быть учтены все виды лучевого воздействия на персонал и население, предусмотрены защитные мероприятия, снижающие суммарную дозу от всех источников внешнего и внутреннего облучения до уровней, не превышающих предельно-допустимой дозы (ПДД), или предела для соответствующей категории облучаемых лиц.
С учетом специфики работ, необходимо:
- получить разрешение уполномоченных органов на дальнейшее хранение продукта;
- ежемесячно уполномоченными организациями производить замеры радиоактивной загрязненности шлама, водоводов.
Радиоактивным загрязнением считается повышение концентраций естественных или природных радионуклидов сверх установленных санитарно-гигиенических нормативов - предельно допустимых концентраций (ПДК) в окружающей среде (почве, воде, воздухе) или предельно допустимых уровней (ПДУ) излучения, а также сверхнормативные содержания радиоактивных элементов в строительных материалах, на поверхности технологического оборудования и в отходах промышленных производств.
Главной целью радиационной безопасности является охрана здоровья людей от вредного воздействия ионизирующего излучения, путем соблюдения основных принципов и норм радиационной безопасности без необоснованных ограничений полезной деятельности при использовании излучения в различных областях хозяйства, науки и медицине.
Радиационная обстановка складывается из естественного радиационного фона и излучения объектов, созданных человеком. Природный фон обусловлен космической радиацией и излучением, создаваемым радионуклидами, входящими в состав вещества Земли, и поступающими в организм человека при дыхании, вместе с пищей и водой, а также от почвы и природных материалов.
Доза облучения за счет естественного фона в Казахстане весьма значительна, в среднем она составляет порядка 310 мбэр (3,1 мЗв) в год. Еще порядка 110 мбэр добавляется от прохождения медицинских исследований. Таким образом, суммарная доза нормального природного и искусственного облучения в среднем на одного человека в Казахстане составляет 420 мбэр (4,2 мЗв), что в полтора раза выше мирового уровня.
Считается опасным, если к дозе, получаемой от нормального фона, источники загрязнения добавляют еще 100 мбэр.
Согласно закону РК «О радиационной безопасности населения» основными принципами обеспечения радиационной безопасности являются:
принцип нормирования – не превышение допустимых пределов индивидуальных доз облучения граждан от всех источников ионизирующего излучения;
принцип обоснования - запрещение всех видов деятельности по использованию источников ионизирующего излучения, при которых полученная для человека и общества польза не превышает риск возможного вреда, причиненного дополнительным к естественному фону облучением;
принцип оптимизации - поддержание на возможно низком и достижимом уровне с учетом экономических и социальных факторов индивидуальных доз облучения и числа облучаемых лиц при использовании любого источника ионизирующего излучения;
принцип аварийной оптимизации - форма, масштаб и длительность принятия мер в чрезвычайных (аварийных) ситуациях должны быть оптимизированы так, чтобы реальная польза уменьшения вреда здоровью человека была максимально больше ущерба, связанного с ущербом от осуществления вмешательства.
Согласно санитарным правилам «Нормы радиационной безопасности» устанавливаются следующие категории облучаемых лиц:
- персонал (группы А и Б);
- все население, включая лиц из персонала, вне сферы и условий их производственной деятельности.
Эффективная доза облучения для персонала группы А – 20 мЗв в год в среднем за любые последовательные 5 лет, но не более 50 мЗв в год.
Эффективная доза облучения для персонала группы Б – 5 мЗв в год.
Основные пределы доз облучения не включают в себя дозы от природного и медицинского облучения, а также дозы вследствие радиационных аварий.
Эффективная доза облучения, природными источниками всех работников, включая персонал, не должна превышать – 5 мЗв в год в производственных условиях.
Эффективная доза облучения при проведении профилактических медицинских рентгеновских исследований не должна превышать – 1мЗв в год.
На предприятии штатной службой радиационной безопасности должен производиться систематический радиационный контроль. Объем, характер и периодичность проведения, учет и порядок регистрации результатов, формы отчетной документации, а также установленные контрольный и допустимый уровни контролируемых параметров необходимо утвердить и согласовать с органами Госсаннадзора.
Радиационный мониторинг
В рамках программы производственного экологического контроля за состоянием радиационной обстановки, были произведены измерение МЭД гамма излучения прибором ДКС-96 на оборудование контактирующие с нефтью, нефтешламом и пластовыми водами. Результаты замеров представлены в таблице 3.8.1.
Таблица 3.8.1.
Результаты измерений мощности эквивалентной дозы гамма-излучения за 2016 год
Наименование источников
воздействия Установленный норматив (мк3в/ч) Фактический результат мониторинга (мк3в/г) Соблюдение либо превышение нормативов
ГН от 27.02.2015г № 155 Мероприятия по установлению нарушения
1 2 3 4 5
Граница СЗЗ. 1 полугодие 2016 года
Юг 0,2 0,06 Соблюдено Не требуются
Север 0,2 0,05 Соблюдено Не требуются
Восток 0,2 0,07 Соблюдено Не требуются
Запад 0,2 0,05 Соблюдено Не требуются
Рабочая зона 0,2 0,07 Соблюдено Не требуются
Граница СЗЗ. 2 полугодие 2016 года
Юг 0,2 0,07 Соблюдено Не требуются
Север 0,2 0,08 Соблюдено Не требуются
Восток 0,2 0,06 Соблюдено Не требуются
Запад 0,2 0,04 Соблюдено Не требуются
Рабочая зона 0,2 0,11 Соблюдено Не требуются
Проведенный анализ радиометрических испытаний показал, что на границе СЗЗ по всем точкам радиационный фон в пределах нормы, что свидетельствует о не превышении природного радиационного фона в 2016 году.
3.9.Рекультивация земель
По окончании бурения и опробования скважин, демонтажа и вывоза оборудования работу по технической рекультивации земель необходимо проводить в следующей последовательности:
- демонтировать сборные фундаменты и вывезти для последующего использования;
- разобрать монолитные бетонные фундаменты и площадки и вывезти их для использования при строительстве дорог и других объектов;
- очистить участок от металлолома и других материалов;
- снять загрязненные грунты, обезвредить их и вывезти на полигон промышленных отходов;
- провести планировку территории и взрыхлить поверхность грунтов в местах, где они сильно уплотнены;
- нанести плодородный слой почвы на поверхность участка , где он был снят ( с планировкой территории) .
Биологический этап рекультивации осуществляется для восстановления плодородного слоя почв, быстрейшего освоения нарушенных земель и использования их в хозяйстве (после этапа технической рекультивации).
Примечание: биологический этап рекультивации производится после окончания всех геологоразведочных работ и сдаче земли арендодателю.
№№ п/п №№ расценок Наименование работ или затрат Коэффициенты к расценкам Ед. изм.
1 2 3 4 5
    Техническая рекультивация   1 403 Подкладка из досок под емкость объемом 25 м3 для техн. воды 1 куб.м
   
2 403 Подкладка из досок под емкость объемом 25 м3 для нефти и запасного бурового раствора 1 куб.м
   
3 403 Подкладка из досок под емкость объемом 10 м3 - доливная 1 куб.м
   
4 403 Подкладка из досок под емкость объемом до 5 м3 для дизельного и инструального масел 1 куб.м
   
5 403 Подкладка из досок под емкость объемом до 2 м3 для отработанного масла 1 куб.м
   
6 403 Подкладка из досок под глиномешалку 1 куб.м
   
7 405 Бутобетонный фундамент под хоз.насосы, стойки нагнетательной линии 1 куб.м
   
8 4 Демонтаж лотков, гидроизоляция буровой площадки 1 куб.м
   
9 405 Разбивка монолитных фундаментов 1 куб.м
   
10 15 Снятие грунта, загрязненного нефтепродуктами, грунт II перемещение на 30 см 1 куб.м
   
11 11 Засыпка амбаров, канав грунтом из обваловки или привозным грунтом 1 куб.м
   
12 1 Планировка площадки 1 1000м2
   
13 4347 Транспортировка машин и механизмов 1 куб.м
   
14 4350 Транспортировка питьевой воды на 65 км 1 куб.м
   
№№ п/п №№ расценок Наименование работ или затрат Коэффициенты к расценкам Ед. изм. Количество
1 2 3 4 5 6
15 4350 Транспортировка емкостей для питьевой воды, ГСМ в оба конца 1 куб.м 6
     
16 4347 Транспортировка вагончиков 1 куб.м 38
     
17 2750 Порожний пробег: а/шасси - 2 шт. трактора 1 куб.м 65
     
     
    Объемы и виды работ по охране атмосферного воздуха от загрязнения      
25 828 Установка емкостей объемом 3-5 м3 в качестве гидро-затвора для улавливания сажи и несгоревших нефтепродуктов 1 шт. 2
     
26 4347 Транспортировка оборудования 1 тн 2,38
     
27 839 Обвязка гидрозатвора 1 шт. 2,0
     
28 4346 Транспортировка материалов, II группа 1 тн 0,03
     
    Биологическая рекультивация      
29 ЕНИР Вспашка 1 га 3,5
30 ЕНИР Разбрасывание навоза прицепами-разбрасывателями при расстоянии перевозки 0,5 км и норме 80 тн на га 1 га 3,5
31 ЕНИР Внесение минеральных удобрений при расстоянии перевозки 0,5 км и норме 1,4 на га 1 га 3,5
32 ЕНИР Предпосевное боронование в 2 слоя 1 га 3,5
33 ЕНИР Предпосевное прикатывание в 1 слой 1 га 3,5
34 ЕНИР Смешивание минеральных удобрений 1 тн 2,33
35 4348 Транспортировка минеральных удобрений на 100 км, IV гр. груза 1 тн 2,33
36 4345 Транспортировка навоза на 5 км, группа 1 тн 1
37 4347 Доставка спецтехники для полевых работ на 65 км 1 тн 19
38 4348 Транспортировка вагон-домика для полевых работ 1 тн 3
39 4348 Транспортировка семян на 65 км IV группа 1 тн 0,28
40 4347 Транспортировка питьевой воды для 5 чел. на полевые работы на 5 дней 1 тн 0,6
Памятники истории и культуры.
Исследуемая территория является частью Арало-Каспийского региона, географически представляющего собой «мост» соединяющий степи Заволжья и Южного Приуралья с районами Древних цивилизации Средней Азии.
Памятники истории и культуры охватывают период с Х-ХХ вв. Археологические памятники представлены с эпохи неолита до XVI.
В регионе выявлено множество памятников, отличающихся по типологии, художественной выразительности и декоративной обработке естественного строительного материала – это некрополи (IX-XX вв.), в которых прослеживается большое количество памятников, сосредоточенных в одном ансамбле; подземные мечети (IX-XVIII вв.); мавзолеи из известняка-песчанника (XVI-XX вв.); мавзолеи из сырцового кирпича (XVIII-XX вв.); сагана-тамы из известняка-песчанника (XVII-XX вв.); сагана-тамы из сырцового кирпича (XVIII-XX вв.), сандыктасы (саркофаги) из камня-плетняка и известняка-песчанника (XV-XX вв.), кошкартасы (XVII-XX вв.), кулпытасы (XVI-XX вв.), оградки из камня-плетняка (XV-XX вв.), оградки из сырцового кирпича (XVII-XX вв.), курганы (IV в. до н.э.-I в. н.э.), стоянки периода неолита, караван-сараи (XVI-XIX вв.), культовые и гражданские сооружения конца XIX – начала XX вв.
В Жылыойском районе выявлено 56 мавзолеев, 250 сагана-тамов, 137 койтасов, 1443 кулпытаса и более 3360 грунтовых захоронений.
Некоторые памятники объединяются в одном некрополе, которые отличаются живописностью и колоритом своего ансамбля. Например, некрополь безымянный расположенный в 8 км северо-восточнее бывшего пос. Каратон, включает 26 кулпытасов и 60 грунтовых захоронений. Датировка ансамбля: XVIII-XX вв.
Изучение литературных источников позволило выявить наличие на рассматриваемой территории архитектурных памятников, из них около 20 дюнных памятников, более 20 курганов и до 50 случайных находок.
Археологические памятники встречаются четырех видов:
археологические курганы сарматского времени (IV-I тыс. до н.э.);
стоянки эпохи раннего железа;
памятники, развеваемые дюнами – памятники периода неолита до средневековья;
случайные находки – VI в. до н.э. – I в. н. э.
Обнаружено также много местонахождений керамики и отдельных вещей разных эпох, среди которых имеются каменные орудия (алтарики, молот), железные (стремя эпохи средневековья) и бронзовые предметы (перстень), бронзовая пряжка в зверином стиле эпохи ранних кочевников, на которой изображено травоядное животное.
В настоящее время разрушение памятников происходит в процессе естественного старения строительного материала: сырцовый кирпич подвержен оплыву от атмосферных осадков; известняк-песчанник подвержен трещинам и отколу от неравномерной нагрузки. Ещё одним природным фактором, влияющим на разрушение памятников, является выдувание грунта и движение дюнных песков.
Во избежание отрицательных последствий необходимо предусмотреть комплекс мероприятий, связанных с охраной памятников истории и культуры, который должен включать реставрационные работы, устройство металлических оградок.
К основным направлениям охраны исторических памятников относятся: предотвращение разрушений или повреждений в результате изменений характера местности и землепользования; сохранение и восстановление важнейших памятников культуры, а также памятников, особо подверженных воздействию внешних условий, в том числе площадок, захоронений, зданий и мест, представляющих культурную ценность.
РАЗДЕЛ 4. СОСТОЯНИЕ СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ
4.1. Общая информация Область расположена на Прикаспийской низменности, к северу и востоку от Каспийского моря между низовьями Волги на северо-западе и плато Устюрт на юго-востоке. Территория Атырауской области составляет 113 500 км2. Область представлена 2 городами, 11 поселками и 184 селами, управляемых 68 представительствами сельской администрации. Административная карта Атырауской области представлена на рисунке 3.1.1.
Город Атырау – областной центр. В городе развиты нефтегазоперерабатывающая, рыбная промышленности, машиностроение, растениеводство.

Рисунок 3.1.1. Административная карта Атырауской областиОбласть подразделена на 7 районов.
Жылыойский район. Районный центр – поселок Кульсары (75,420 тыс. чел.). Основные виды деятельности – нефтяная и газовая промышленности.
Индерский район. Центр горно-химической промышленности региона, развито животноводство. Районный центр – поселок Индерборский (31,661 тыс. чел.).
Исатайский район. Районный центр – поселок Акистау (25,898 тыс. чел.). Основной вид деятельности – животноводство.
Кзылкогинский район. Районный центр – село Миялы (31,260 тыс. чел.). Основная отрасль – животноводство.
Курмангазинский район. Районный центр – село Ганюшкино (57,144 тыс. чел). Развиты рыбная промышленность и животноводство.
Макатский район. Районный центр – поселок Макат (30,137 тыс. чел.). Преобладает нефтяная промышленность.
Махамбетский район. Районный центр – село Махамбет (31,978 тыс. чел.). Основные виды деятельности – растениеводство и скотоводство.
Приоритетными направлениями развития экономики Атырауской области являются топливно-энергетическая, производство стройматериалов, обрабатывающая, агропромышленная и рыбная отрасли.
Природно-ресурсный потенциал. Атырауская область, богатая природными ресурсами, является одним из ведущих регионов Казахстана с интенсивно развивающейся нефтегазовой промышленностью.
На территории области выявлены крупнейшие месторождения нефтегазового и газоконденсатного сырья, разработанные на территории 4-х районов. Государственным балансом запасов РК по Атырауской области учтено 87 месторождений углеводородного сырья, в том числе нефтяных – 66, нефтегазовых и газоконденсатных – 21.
Крупными инвесторами в нефтегазовом секторе области являются ТОО «Тенгизшевройл» реализующее проекты по разработке Тенгизского и Королевского месторождений и компания Аджип ККО, ведущая разработку шельфа Каспия.
Область также располагает уникальными месторождениями различных минералов и строительных материалов. Основу минерально-сырьевой базы твердых полезных ископаемых составляют месторождения боратовых руд в Индерском районе.
4.2. Хозяйственно-экономическая деятельность
Природно-ресурсный потенциал. Атырауская область, богатая природными ресурсами, является одним из ведущих регионов Казахстана с интенсивно развивающейся нефтегазовой промышленностью.
На территории области выявлены крупнейшие месторождения нефтегазового и газоконденсатного сырья, разработанные на территории 4-х районов. Государственным балансом запасов РК по Атырауской области учтено 87 месторождений углеводородного сырья, в том числе нефтяных – 66, нефтегазовых и газоконденсатных – 21.
Крупными инвесторами в нефтегазовом секторе области являются ТОО «Тенгизшевройл» реализующее проекты по разработке Тенгизского и Королевского месторождений и компания Аджип ККО, ведущая разработку шельфа Каспия.
Область также располагает уникальными месторождениями различных минералов и строительных материалов. Основу минерально-сырьевой базы твердых полезных ископаемых составляют месторождения боратовых руд в Индерском районе.
Экономический потенциал. Приоритетными направлениями развития экономики Атырауской области являются: нефтегазодобывающая, топливно-энергетическая, обрабатывающая, агропромышленная и рыбная отрасли, производство стройматериалов.
Промышленность. Экономический потенциал Атырауской области имеет индустриальную направленность.
В структуре промышленного производства наибольший удельный вес занимает добыча сырой нефти и попутного газа, перегонка нефти, производство и распределение электроэнергии. Основу экономики области составляет промышленный сектор, на долю которого приходится половина валового регионального продукта (ВРП).
4.3. Краткие итоги социально-экономического развития за январь-декабрь 2016 года
4.3.1. Основные показатели
4.3.1.1 Краткие итоги социально-экономического развития
УРОВЕНЬ ЖИЗНИ
Среднедушевые номинальные денежные доходы населения по оценке в 3 квартале 2016г. составили 146349 тенге, что на 16,8% выше, чем в 3 квартале 2015г. Реальные денежные доходы за указанный период остались без изменения.
Рынок труда и оплата труда
Численность лиц, зарегистрированных в органах занятости в качестве безработных, на конец декабря 2016г. составила 3604 человека или 1,2% к рабочей силе (экономически активное население).
Среднемесячная номинальная заработная плата, начисленная работникам в январе-сентябре 2016г. составила 266342 тенге. По сравнению с январем-сентябрем 2015г. она увеличилась на 21,4%. Индекс реальной заработной платы к январю-сентябрю 2015г. составил 104,6%.
ЦЕНЫ
Индекс потребительских цен в декабре 2016г. по сравнению с декабрем 2015г. составил 109,4%. Цены на продовольственные, непродовольственные товары увеличились по 9,7%, платные услуги - на 8,8%. Цены предприятий-производителей на промышленную продукцию в декабре 2016г. по сравнению с декабрем 2015г. увеличились на 12%.
Национальная экономика
Объем валового регионального продукта за январь-сентябрь 2016г., составил в текущих ценах 3315,1 млрд. тенге. В структуре ВРП доля производства товаров составила 62,5%, услуг – 30,4%.
Объем инвестиций в основной капитал в январе-декабре 2016г. составил 2 036,9 млрд. тенге, что на 32,4% больше, чем за 2015 год.
ТОРГОВЛЯ
Объем розничного товарооборота за отчетный период составил 212476,3 млн. тенге (без оборота общественного питания) и уменьшился на 3,8% по сравнению с соответствующим периодом 2015г.
РЕАЛЬНЫЙ СЕКТОР ЭКОНОМИКИ
Объем промышленного производства в январе-декабре 2016г. составил 4433074 млн. тенге в действующих ценах, что на 2,2% больше, чем в январе-декабре 2015г. В горнодобывающей промышленности и разработке карьеров производство увеличилось - на 2%, в обрабатывающей промышленности - на 4,4%, в водоснабжении, канализационной системе, контроле над сбором и распределением отходов - на 7,1%. В электроснабжении, подаче газа, пара и воздушном кондиционировании уменьшилось - на 0,1%.
Объем валового выпуска продукции (услуг) сельского хозяйства в январе-декабре 2016г. составил 61594,4 млн. тенге, что больше на 4% чем в январе-декабре 2015г.
Объем грузооборота в январе-декабре 2016г. составил 54190,1 млн. ткм (с учетом оценки объема грузооборота нетранспортными организациями и предпринимателями, занимающихся коммерческими перевозками) и уменьшился на 6% по сравнению с соответствующим периодом 2015г. Объем пассажирооборота составил 1305,6 млн. пкм и вырос на 6,3%.
Количество зарегистрированных юридических лиц по состоянию на 1 января 2017г. составило 10945 единиц. За этот же период количество действующих юридических лиц составило 6841 единиц.
ФИНАНСОВАЯ СИСТЕМА
Финансовый результат предприятий и организаций за ІІІ квартал 2016г. сложился в виде дохода на сумму 29,7 млрд. тенге, что на 91,7% ниже уровня аналогичного периода 2015г. Уровень рентабельности составил 2,2%. Доля убыточных предприятий среди общего числа отчитавшихся составила 27,1%.

Мониторинг основных социально-экономических показателей
Ноябрь 2016г.
Январь-ноябрь
2016г. Ноябрь 2016г. Январь-
ноябрь 2016г.,
к январю-
ноябрю 2015г., % Ноябрь 2016г.,
к
ноябрю 2015г., % Ноябрь
2016г.,
к октябрю
2016г., %
Социально-демографические показатели Численность населения на конец периода, человек ... ... ... ... ...
Число родившихся, человек ... ... ... ... ...
Число умерших, человек ... ... ... ... ...
Число иммигрантов, человек ... ... ... ... ...
Число эмигрантов, человек ... ... ... ... ...
Число зарегистрированных случаев заболеваний туберкулезом органов дыхания, человек 330 60 89,4 60,6 33,8
Число выявленных носителей ВИЧ-инфекции, человек ... ... ... ... ...
Число зарегистрированных уголовных правонарушений, случаев 9 393 498 105,3 89,5 68,4
Уровень преступности (уголовных правонарушений на 10 000 населения) 172,0 … 91,0 … …
Уровень жизни Среднедушевой номинальный денежный доход (оценка), тенге 146 349 ... 116,8 ... 102,2
Реальный денежный доход (оценка), % ... ... 100,0 ... 100,6
Величина прожиточного минимума, тенге ... 21 558 ... 107,5 87,5
Рынок труда и оплата труда Численность зарегистрированных безработных, человек … 5 872 … 108,8 85,3
Доля зарегистрированных безработных, % ... 1,9 ... ... ...
Среднемесячная номинальная заработная плата одного работника,
тенге (январь-сентябрь 2016г.) 266 342 ... 121,4 ... ...
Индекс реальной заработной платы, % (январь-сентябрь 2016г.) ... ... 104,6 ... ...
Цены Индекс потребительских цен, % ... ... 114,7 107,7 101,0
Индекс цен производителей промышленной продукции,% ... ... 113,8 113,5 100,5
Индекс цен в сельском хозяйстве, % ... ... 102,6 101,9 100,8
Индекс цен в строительстве, % ... ... 104,5 105,1 100,1
Индекс цен оптовых продаж, % ... ... 110,2 110,6 101,4
Индекс тарифов на услуги грузового транспорта, % ... ... 130,0 104,6 101,8
Индекс тарифов на услуги почтовые и курьерские для юридических лиц, % ... ... 121,1 130,2 100,0
Индекс тарифов на услуги связи для юридических лиц, % ... ... 99,2 97,9 100,0
Национальная экономика Валовой региональный продукт, млрд. тенге (январь-сентябрь 2016г.) 3 315,1 ... 103,0 … ...
Инвестиции в основной капитал, млрд. тенге 1 840,1 193,9 139,0 104,9 104,0
Торговля Розничная торговля по всем каналам реализации, млн. тенге 196 163,7 17 409,7 99,7 99,7 107,9
Реальный сектор экономики Объем промышленной продукции (товаров, услуг), млн. тенге 3 967 901 409 449 102,1 104,6 102,5
Объем валовой продукции сельского хозяйства, млн. тенге 56 710,9 3 909,0 103,5 91,6 42,6
Объем строительных работ, млрд. тенге 501,6 78,8 164,8 123,0 140,2
Перевозки грузов всеми видами транспорта, тыс. тонн 131 281,0 13 737,0 99,1 105,3 99,3
Грузооборот всех видов транспорта, млн. ткм 49 731,8 4 862,1 94,5 88,8 107,9
Объем почтовой и курьерской деятельности,млн. тенге 365,1 33,4 87,3 89,6 87,5
Объем услуг связи, млн. тенге 12 107,1 1 165,8 101,2 103,7 100,7
Финансовая система Рентабельность предприятий и организаций, % (ІII квартал 2016г.) 2,2 ... ... … ...
Дебиторская задолженность предприятий и организаций, (на 1 октября 2016г.) млрд. тенге 683,2 ... 78,7 … ...
Задолженность по обязательствам предприятий и организаций,
млрд. тенге (на 1 октября 2016г.) 5 263,3 ... 76,5 … ...
Мониторинг основных социально-экономических показателей
Декабрь 2016г.
Январь-декабрь
2016г. Декабрь 2016г. Январь-
декабрь 2016г.,
к январю-
декабрю 2015г., % Декабрь 2016г.,
к
декабрю 2015г., % Декабрь
2016г.,
к ноябрю
2016г., %
Социально-демографические показатели Численность населения на конец периода, человек ... ... ... ... ...
Число родившихся, человек ... ... ... ... ...
Число умерших, человек ... ... ... ... ...
Число иммигрантов, человек ... ... ... ... ...
Число эмигрантов, человек ... ... ... ... ...
Число зарегистрированных случаев заболеваний туберкулезом органов дыхания, человек 369 39 87,2 105,4 65,0
Число выявленных носителей ВИЧ-инфекции, человек ... ... ... ... ...
Число зарегистрированных уголовных правонарушений, случаев 9 862 469 93,5 121,8 94,2
Уровень преступности (уголовных правонарушений на 10 000 населения) 162,0 … 90,5 … …
Уровень жизни Среднедушевой номинальный денежный доход (оценка), тенге ... ... ... ... ...
Реальный денежный доход (оценка), % ... ... ... ... ...
Величина прожиточного минимума, тенге ... 21 804 ... 107,5 101,1
Рынок труда и оплата труда Численность зарегистрированных безработных, человек 3 604 … 103,0 61,4
Доля зарегистрированных безработных, % 1,2 ... ... ...
Среднемесячная номинальная заработная плата одного работника,
тенге ... ...
Индекс реальной заработной платы, % ... ...
Цены Индекс потребительских цен, % ... ... 114,3 109,4 102,1
Индекс цен производителей промышленной продукции,% ... ... 113,6 112,0 100,5
Индекс цен в сельском хозяйстве, % ... ... 102,4 101,0 99,1
Индекс цен в строительстве, % ... … 104,6 105,0 100,3
Индекс цен оптовых продаж, % ... ... 110,2 109,7 100,3
Индекс тарифов на услуги грузового транспорта, % ... ... 127,3 103,4 98,3
Индекс тарифов на услуги почтовые и курьерские для юридических лиц, % ... ... 121,9 130,2 100,0
Индекс тарифов на услуги связи для юридических лиц, % ... ... 99,1 97,8 100,0
Национальная экономика Валовой региональный продукт, млрд. тенге ... ... ... … ...
Инвестиции в основной капитал, млрд. тенге 2 036,9 196,7 132,4 92,0 101,2
Торговля Розничная торговля по всем каналам реализации, млн. тенге 212 476,3 16 312,6 96,2 68,1 91,0
Реальный сектор экономики Объем промышленной продукции (товаров, услуг), млн. тенге 4 433 074 465 173 102,2 102,7 103,1
Объем валовой продукции сельского хозяйства, млн. тенге 61 594,4 4 883,5 104,0 110,5 140,9
Объем строительных работ, млрд. тенге 573,6 72,0 141,8 71,8 91,1
Перевозки грузов всеми видами транспорта, тыс. тонн 144 427,9 13 146,9 99,2 99,3 95,7
Грузооборот всех видов транспорта, млн. ткм 54 190,1 4 458,4 94,0 89,0 91,7
Объем почтовой и курьерской деятельности,млн. тенге 396,3 31,2 85,1 65,7 93,5
Объем услуг связи, млн. тенге 13 304,2 1 197,1 101,9 109,6 102,7
Финансовая система Рентабельность предприятий и организаций, % ... ... ... … ...
Дебиторская задолженность предприятий и организаций, млрд. тенге ... ... ... … ...
Задолженность по обязательствам предприятий и организаций,
млрд. тенге ... ... ... … ...
ПРИМЕЧАНИЕ.Показатели, формируемые с опозданием, приведены в предыдущей таблице.
Данные приведены по новой классификации видов экономической деятельности ОКЭД.
4.3.2. Социально-демографические показатели
4.3.2.1 Численность населения
тыс. человек
Все население Городское население Сельское население
На 01.05.2015г. 584,4 277,2 308,2
На 01.05.2016г. 598,9 286,3 312,6
Численность населения области на 1 мая 2016г. составила 598,8 тыс. человек, в том числе городского - 286,3 тыс. человек (47,8%), сельского – 312,6 тыс. человек (52,2%). По сравнению с 1 маем 2015г. численность населения увеличилась на 14,5 тыс. человек или на 2,5%.
Изменение темпов прироста численности населения
на конец периода, процентов

Естественное движение населения
Человек На 1000 человек
январь-
апрель
2015г. январь-апрель
2016г. январь-апрель
2015г. январь-
апрель
2016г.
Родившиеся 5 137 5 316 26,6 27,75
Умершие 1 190 1 241 6,16 6,24
Естественный прирост 3 947 4 075 20,44 20,51
Браки 1 487 1 411 7,7 7,1
Разводы 456 424 2,36 2,13
Изменение естественного прироста населения
человек

Среди основных классов причин смерти населения наибольший удельный вес (24,5%) занимает смертность от болезней системы кравообращения.
Структура умерших по основным причинам смерти
  Число умерших, человек Удельный вес, %
январь-апрель
2015г. январь-апрель
2016г. январь-апрель
2015г. январь-апрель
2016г.
Всего 1 190 1 241 100,0 100,0
в том числе: от болезней системы кровообращениия 272 304 22,9 24,5
от новообразований 180 190 15,1 15,3
от несчастных случаев, отравлений и травм 96 111 8,1 8,9
от болезней органов дыхания 178 176 14,9 14,2
от болезней органов пищеварения 134 132 11,3 10,6
от инфекционных и паразитарных болезней 16 9 1,3 0,7
от других болезней 314 319 26,4 25,8
4.3.2.2 Миграция населения
Миграция населения
человек
Январь-апрель
2015г. Январь-апрель
2016г.
Прибыло
Всего 3 850 3 682
внешняя миграция 138 103
в том числе: страны СНГ 120 86
другие страны 18 17
внутренняя миграция 1 446 3 579
Выбыло
Всего 3 893 3 423
внешняя миграция 38 34
в том числе: страны СНГ 38 30
другие страны ... 4
внутренняя миграция 1 589 3 389
Сальдо миграции
Всего -43 259
внешняя миграция 100 69
в том числе: страны СНГ 82 56
другие страны 18 13
внутренняя миграция -143 190
Изменение внешней миграции
человек

В январе-апреле 2016г. по сравнению с январем-апрелем 2015г. число прибывших в Атыраускую область уменьшилось на 4,4%, а число выбывших из Атырауской области – на 12,1%.
Основной миграционный обмен области происходит с государствами СНГ. Доля прибывших из стран СНГ и выбывших в эти страны составила 83,5% и 88,2% соответственно.
По численности мигрантов, переезжающих в пределах страны, сложилось положительное сальдо миграции 190 человек.

Миграция населения за январь-апрель 2016г. (все потоки)
человек

.
4.3.2.3. Заболеваемость населения
(По данным Департамента по защите прав потребителей Атырауской области Комитета по защите прав потребителей МНЭ РК)
случаев
Туберкулез органов дыхания ВИЧ-инфекция
Январь-декабрь 2015г. 423 11
Январь-декабрь 2016г. 369 ...
в процентах к соответствующему периоду предыдущего года

Наибольшее распространение среди зарегистрированных инфекционных заболеваний получили острые инфекции верхних дыхательных путей – 495,18 случаев на 100000 населения, острые кишечные инфекции – 78,08, туберкулез органов дыхания – 62,36, вирусные гепатиты – 2,87, сифилис – 37,69. Рост заболеваемости населения отдельными видами инфекционных заболеваний
в процентах
Январь-декабрь 2016г.
к январю-декабрю 2015г.
всего из них
дети до 14 лет
Ротовирусный энтерит 126,8 124,6
Педикулез 129,5 118,4
Число зарегистрированных случаев наиболее распространенных заболеваний
Январь-декабрь 2016г.,
единиц Январь-декабрь 2015г.,
единиц В % к соответствующему периоду прошлого года
Сифилис всего 223 233 95,7
из них дети до 14 лет 8 6 133,3
сельская местность 98 104 94,2
Ротавирусный энтерит всего 175 138 126,8
из них дети до 14 лет 172 138 124,6
сельская местность 62 58 106,9
Чесотка всего 3 ... ...
из них дети до 14 лет 1 ... ...
сельская местность 3 ... ...
Педикулез всего 57 44 129,5
из них дети до 14 лет 45 38 118,4
сельская местность 18 25 72,0
4.3.3.1 Доходы населения
Среднедушевые номинальные денежные доходы населения (оценка)
тенге
Среднедушевые номинальные денежные доходы населения
2015г. 123 202
І квартал 116 887
II квартал 113 811
III квартал 125 323
IV квартал 136 789
2016г.* І квартал 137 780
II квартал 143 131
III квартал 146 349
* Предварительные данные.
в тенге

В III квартале 2016г., среднедушевые номинальные денежные доходы населения составили 146349 тенге, что на 16,8% выше, чем в III квартале 2015г., а реальные денежные доходы за указанный период остались без изменения. в процентах к соответствующему периоду предыдущего года
III квартал 2016г.
Индекс номинальных денежных доходов 116,8
Индекс реальных денежных доходов 100,0
Структура денежных доходов
в процентах



Социально-экономическое развитие района.
Жылыойский район.
Социальное развитие
Население, человек (на 01.05.2016г.) 79 831
Родившиеся, человек (январь-апрель 2016г.) 767
Умершие, человек (январь-апрель 2016г.) 143
Прибыло, человек (январь-апрель 2016г.) 296
Выбыло, человек (январь-апрель 2016г.) 408
Заработная плата, тенге (январь-сентябрь 2016г.) 354 739
Величина прожиточного минимума, тенге
(декабрь 2016г.) 22 107
в процентах к соответствующему периоду предыдущего года

Реальный сектор экономики
Январь-
декабрь
2016г. в %
к январю-
декабрю
2015г. Январь-
декабрь
2015г. в %
к январю-
декабрю
2014г.
Промышленность 102,3 101,1
Сельское хозяйство 102,0 104,1
Строительство 146,7 159,3
Розничная торговля 78,4 98,7
Январь-декабрь 2016г., в процентах

Сельское хозяйство
Январь-декабрь 2016г. В % к соответствующему периоду предыдущего года
Реализация скота и птицы на убой в живом весе, тонн 5 513,3 100,4
Надоено молока коровьего, тонн 5 626,1 100,4
Получено яиц куриных, тыс. штук 31 812,3 100,1
Наличие основных зерновых культур – всего, тонн: 5,0 3,0
пшеница 5,0 ...
РАЗДЕЛ 5. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЕКТИРУЕМЫХ РАБОТ.
5.1. Краткое описание планируемых работ.
Техническим проектом предусмотрено строительство 6 эксплуатационных и 5 оценочных скважин на месторождении камыскуль Южный.
Строительство скважины будет осуществляться буровой установкой А-50 МБ (или аналогичной буровой установкой) и проходить по следующим этапам:
строительно-монтажные работы - 35 суток;
подготовительные работы - 5 суток;
бурение и крепление скважин - 60 суток;
испытание: 180 - суток:
- в эксплуатационной колонне – 180 суток;
Среднее число персонала привлекаемого во время строительства скважины составляет в сутки – 90 человек. Члены буровой бригады будут проживать в вахтовом поселке, и доставляться на буровую автобусом. Общая площадь земельного участка составляет 3,5 га.
Для обустройства площадки бурения будет использована типовая схема, где земельный участок разделен на производственную (буровая площадка) и бытовую (офисы для обслуживающего персонала) зоны.
Обустройство участка бурения будет произведено с учетом требований правил техники безопасности и охраны окружающей среды, равно как с учетом задач эксплуатации и материально-технического снабжения, для полного обеспечения возможности выполнения работ в процессе строительства скважины. Подъездные дороги обеспечивают безопасные раздельные въезд и выезд с буровой.
Площадка для буровой установки будет спланирована с учетом естественного уклона местности, типа почвенного покрова и литологического состава почва - грунтов, глубины залегания уровня грунтовых вод. Емкости для бурового раствора и воды, емкости под дизтопливо и масло, и другое буровое оборудование будет размещаться на фундаменте из плит многократного использования.
Для исключения попадания отходов бурения на территорию буровой площадки и миграции загрязняющих веществ в природные объекты предусматриваются инженерная система организованного их сбора, хранения и гидроизоляция технологических площадок.
Буровые установки и оборудование. Бурение до проектной глубины будет осуществляться буровой установкой ZJ-70 (или аналогичной буровой установкой). Оборудование установки имеет модульную конструкцию, предназначенную для перевозки автоприцепами, что сокращает время транспортировки. Использование более совершенного оборудования позволит повысить эффективность эксплуатации установки и, следовательно, уменьшает затраты на строительство скважины и воздействие на окружающую среду.
Буровые растворы. Для бурения глубиной 0-5500 м будет применяться соленасыщенный полимерный раствор плотностью 1,72-2,11 г/см3, для глубины 5550-6500 м полимерный раствор плотностью 1,68-1,56, который будет готовиться непосредственно на буровой.
План работ по испытанию скважины будет обособлен результатами промыслово-геофизических исследований, в целом предполагается:
произвести отработку скважины для полной очистки. Продолжительность отработки должна быть достаточной для извлечения скважинного флюида и подсчета приблизительного дебита скважины до интенсификации притока.
отработка призабойной зоны может быть выполнена путем задавки вязкоэластичной кислоты. В этом случае будет произведена обработка скважины для полной очистки от кислоты в течение 18-24 часов. Отработать скважину на отжиг.
отработать скважину при максимально возможном дебите. Результаты отработки позволят определить продуктивность скважины.
Заканчивание скважины. После проведения испытания скважины, принимается решение о ее консервации до организации промысла или ликвидации при отсутствии признаков газа и проведение рекультивации земель.
Во всех случаях составляются планы проведения работ по консервации скважин.
При ликвидации скважины ствол ее заполняется буровым раствором удельного веса, на котором велось вскрытие возможно продуктивной толщи. Цементные мосты или пакеры устанавливаются против проницаемых горизонтов.
Техника безопасности и противопожарная безопасность. Буровая площадка будет снабжена всем необходимым оборудованием пожарной безопасности и соответствует требованиям «Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности». Весь персонал, работающий на буровой площадке, пройдет специальный курс по использованию огнетушителей. Вопросы обеспечения техники безопасности персонала при проведении работ, подробно освещены в техническом проекте на бурение.
Все работы по строительству скважины проводятся в соответствии с планом мероприятий предприятия по охране труда на буровой площадке. Этот план должен быть разработан с учетом вредных факторов на месте проведения работ, объема данных работ, нужд сотрудников и мер безопасности. При проведении таких видов работ, необходимо действовать согласно Единым Техническим Правилам ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях Республики Казахстан и Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности Республики Казахстан.
Таблица 5.1
Основные проектные данные
№ Название Значение
1 2 3
1 Площадь (месторождение) Камыскуль Южный
2 Номера скважин, строящихся по данному проекту -
3 Расположение (суша, море) Суша
4 Глубина акватории в точке бурения, м -
5 Цель бурения и назначение скважины Поиск залежи УВС
6 Проектный горизонт Верхний девон
7 Проектная глубина, м (по вертикали) 300м
8 Число объектов испытания:
- в колонне
- открытом стволе 5
-
9 Вид скважины (вертикальная, наклонно направленная, кустовая) Вертикальная
10 Категория скважины Первая
11 Азимут бурения, градус -
12 Максимальный зенитный угол, градус -
13 Максимальная интенсивность изменения зенитного угла, град/10м -
14 Глубина по вертикали кровли продуктивного (базисного) пласта, м 260
15 Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта, м -
16 Допустимое отклонение заданной точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта от проектного положения (радиуса круга допуска), м 50(25)
17 Металлоемкость конструкции, кг/м 58,2
18 Способ бурения Роторный/ВЗД
19 Вид привода Дизель-электрический
20 Тип буровой установки А-50 МБ или аналог
21 Тип вышки JJ450/45-K
22 Вид монтажа Первичный/Повторный
23 Наличие механизмов АСП (да, нет) Нет
24 Максимальная масса колонны, т
обсадной
бурильной, в т.ч. КНБК 202,8
207,0
25 Тип установки для испытания А-50 МБ
26 Продолжительность цикла строительства скважины, сутки
в том числе:
строительно-монтажные работы
подготовительные работы к бурению
бурение и крепление
испытание объектов,
в том числе:
в открытом стволе
в эксплуатационной колонне 280
35
5
60
180
-
180
27 Проектная скорость бурения, м/ст. мес. 3250
Таблица 5.3
Нефтеносность
Индекс
стратигра-
фического
подраз-
деления
Интервал, м Тип
коллектора
Плотность, г/cм3 Подвижность
D на сПз Содержание серы,%
по весу Содержание парафина,%
по весу Дебит в условиях испытания,
м3/сут. Параметры растворенного газа
от
(верх)
до
(низ)
в плас-
товых усло-
виях после
дега- зации
газовый
фактор, м3/м3
содер-
жание H2S,
% содер-
жание СО2 ,
% относи-
тельная по
воздуху
плот-
ность
газа коэф-
фици-ент
сжима- емости давление
насы-щения
в плас-товых
условиях,
Мпа
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
C2 5120 5130 Каверновый, трещинный, поровый 0,780 0,855 0,5-0,01 0,5-1 0,5-3 50-150 70 0,8 0,38 - - 93,12
C2 5140 5150 0,780 0,855 0,5-0,01 0,5-1 0,5-3 50-150 70 0,8 0,38 - - 93,12
C2 5220 5230 0,780 0,855 0,5-0,01 0,5-1 0,5-3 50-150 70 0,8 0,38 - - 93,12
D3+2 5800 5810 0,760 0,820 0,5-0,01 0,5-1 0,5-3 50-150 60 0,8 0,38 - - 93,12
D3+2 6200 6210 0,760 0,820 0,5-0,01 0,5-1 0,5-3 50-150 60 0,8 0,38 - - 93,12
Таблица  5.4.
Газоносность
Индекс
стратиграфи-
ческого
подразделения Интервал,
М Тип
коллек-
тора Состояние
(газ, кон-денсат) Содержание,
% по объему Относи-
тельная
по воздуху
плотность
газа Коэффи-
циент
сжимае-
мости
газа в
пластовых
условиях Свобод-
ный
дебит,
тысч.
м3/сут. Плотность
абсолютная
пластового газа,
кг/м3 Прони-
цае-
мость
по
ГДИ,
мD
от
(верх)
до
(низ)
H2S CO2 в
пластовых
условиях на
устье
скважины 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Газовые залежи не ожидается
Таблица 5.5.
Водоносность
Индекс
стратигра-
фического подраз-
деления Интервал,
м Тип коллектора Плотность , г/см3 Свободный
дебит, м3/сут. Химический состав воды
в мг/л эквивалетной форме Степень
минерализации,
мг-экв/л Тип
воды по
Сулину: (СФН,
ГКН,
ХЛМ,
ХЛК,
ХЛН) Относится
к
источнику питьевого
водоснаб-
жения
(да, нет)
от (верх) до (низ) Cl- SO4- HCO3- Na+ + К+ Mg++ Ca++ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
С2 5282 5291 Поровый 1,103 1-5 27,47 4,43 1,81 19,28 0,31 0,66 53,96 ХЛК НЕТ
Таблица 5.6.
Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) в эксплуатационной колонне
Индекс стратиграфического
подразделения Номер объекта Интервал залегания объекта, м Интервал установки цементного моста, м Тип конструкции продуктивного забоя: открытый забой, фильтр, цемент, колонна Тип установки для испытания
(освоения): передвижная,
стационарная
Пласт фонтанирующий
(да, нет) Количество режимов (штуцеров) испытания Диаметр штуцеров, мм Последователь-ный перечень операций вызова притока или освоения скважины Опорожнение колонны при испытании (освоении)
от
(верх) до
(низ) от
(верх) до
(низ)
Максимальное снижение уровня, м
Плотность жидкости, г/см3
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
С,Д
1 6200 6210 6130 6200 Цемент, колонна Стационарная Да 4 3,5,7,9 1.Замена раствора на воду.
2. Снижение уровня 5000 1,0
2 5800 5810 5730 5800 Стационарная 4500 1,0
3 5220 5230 5160 5220 Стационарная 4000 1,0
4 5140 5150 5110 5140 Стационарная 4000 1,0
5 5120 5130 5090 5120 Стационарная 4000 1,0

Примечание:
* Спуск эксплуатационной колонны, интервалы и количество испытаний, интервалы установки цементного моста определяются по
результатам стандартных скважинных исследований
* При малом расстоянии между объектами предусматривается установка разобщающих изоляционных мостов с применением взрывпакеров
* В зависимости от результатов испытания скважина вводится во временную консервацию или ликвидируется по геологическим причинам.
Как выполнившая поставленную перед ней задачу. Все работы, связанные с ликвидацией скважины отраженны в проекте отдельным разделом (3-раздел)
5.2. Характеристика проектируемого объекта как источника воздействия на окружающую среду.
В разделе приведена оценка возможного техногенного воздействия на окружающую среду с учетом характера работ, выполняемых на каждом из этапов строительства скважины.
Этап 1. Строительно-монтажные работы. На этом этапе выполняется строительство дороги, сооружение насыпных площадок для размещения сооружений. На территории буровой будет произведено выравнивание ее микрорельефа путем отсыпки песком и гравием (со снятием плодородного слоя и перемещением грунта на расстояние 100 м.).
После завершения этих работ территория будет готова к приему и размещению грузов, монтажу буровой установки, оборудования, вспомогательных сооружений, инженерных коммуникаций.
Основным видом воздействия будет загрязнение атмосферного воздуха выхлопными газами строительной техники, изменение микрорельефа территории работ, образование техногенных форм рельефа, а также нарушение и погребение почвенно-растительного покрова на ограниченных площадях под насыпными основаниями.
Этап 2. Подготовительные работы к бурению. На буровой будут осуществляться доставка буровой установки, ее монтаж. Для доставки буровой установки и материалов будет использована насыпная грунтовая дорога к буровой, а все работы по монтажу буровой установки будут выполняться в пределах буровой площадки. Поэтому основным видом воздействия будет загрязнение атмосферного воздуха выхлопными газами транспортной и грузоподъемной техники.
Этап 3. Бурение и крепление колонн.
Источниками техногенного воздействия на окружающую среду на этапе бурения будут являться:
передвижные и стационарные двигатели внутреннего сгорания;
горючесмазочные материалы;
технологическое оборудование;
вещества и материалы, используемые для приготовления и кондиционирования буровых технологических жидкостей (бурового и тампонажного растворов, буферных жидкостей);
отходы бурения;
бытовые отходы;
Этот этап характеризуется интенсивным водопотреблением. Отличительной особенностью этого этапа является использование для промывки скважины раствора на углеводородной (минеральной) основе. Этот раствор и загрязненный им буровой шлам являются потенциальными источниками загрязнения атмосферного воздуха (испарение легких фракций углеводородов) и грунта на территории буровой площадки почв за ее пределами (в случае миграции углеводородов за пределы буровой площадки, например за счет смыва их атмосферными осадками). Возможно вторичное загрязнение окружающей среды при транспортировке отходов бурения для захоронения.
Этап 4. Испытание скважины. В случае обнаружения залежей углеводородов при испытании скважины будет осуществлен вызов притока из пласта и работа на факел.
По завершении работ по освоению и гидродинамическому исследованию скважины проводится контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверка герметичности устьевой арматуры.
Этап 5. Консервация или ликвидация скважины. После проведения испытания Заказчиком принимается решение о её консервации до организации промысла или ликвидации при отсутствии признаков нефти
При консервации или ликвидации скважины строго руководствоваться разработанным Заказчиком типовым проектом проведения изоляционно-ликвидационных работ, согласованным с теми же организациями.
При ликвидации скважины ствол ее заполняется буровым раствором удельного веса, на котором велось вскрытие возможно продуктивной толщи.
Цементные мосты или пакеры устанавливаются против проницаемых горизонтов и на устье скважины.
5.3. Обустройство временных объектов при проведении работ
Проектом предусматривается обустройство временных объектов: вахтового поселка и промышленной зоны.
Концентрация загрязняющих веществ на границе санитарно-защитной зоны (СЗЗ) и на территории близлежащего пункта ниже нормативных требований.
Вахтовый поселок. Проектом предусматривается обустройство вахтового поселка для 90 человек, на территории работ. Организация поселка будет осуществляться на основе международных требований и руководств МАГП и требованиям законодательства Республики Казахстан.
Территория лагеря будет оснащена жилыми помещениями, соответствующими ожидаемым условиям окружающей среды, емкостями для питьевой воды, помещениями и средствами связи, средствами подачи электроэнергии, ремонтными мастерскими, автостоянкой.
Обеспечение. Организация питания – трехразовое. Продукты будут доставляться из г. Атырау. Количество персонала, обслуживающих буровые работы, составляет 90 человек.
Электроснабжение вахтового поселка. Вблизи вахтового поселка отсутствует государственная сеть электрокоммуникаций. Электроснабжение осуществляется посредством дизельного генератора буровой установки ZJ-70 мощностью 372 кВт.
Транспортные средства. Проектом предусматривается использование автомобильного транспорта для транспортировки грузов и персонала. Перечень используемых видов транспорта состоит из следующих видов автотехники:
Гидравлический подъемник (автокран 25тн);
Бульдозер
Автоцистерна для воды (Камаз или Урал);
Вахтовая (Урал 4320);
Цементировочный агрегат 2ед;
Цементно-смесительная машина СМН-20;
Полноприводный легковой автомобиль;
Грузовые машины полуприцепы ЧМЗАП (20тн) и УРАЛ (16)
ППУ
Промышленная зона. На территории промышленной зоны (площадки буровой) проектом запланировано обустройство следующих объектов:
Система энергоснабжения
Склада ГСМ для дизтоплива;
Емкостей для технической воды;
Блоков для приготовления бурового раствора;
Блоков для отстаивания буровых сточных вод;
Площадки ремонтной мастерской;
Насоса перекачки топлива;
Насосной установки буровой;
Пожарного устройства;
Платформ и площадок промышленной зоны.
Для санитарно-бытового обеспечения производственной деятельности и отдыха персонала бригады, других работников, участвующих в процессе строительства скважины по действующим СНИП, проектом предусматривается:
Устройство вахтового поселка по расчетной численности мест жилья, отдыха, душевой, шкафами для хранения спецодежды, умывальниками, туалетами, закрытой системой канализации;
Устройство емкости для хранения пресной воды с герметичным люком и устройством для отбора проб воды, а также кипятильников (типа “Титан”) для круглосуточного обеспечения кипяченой водой;
Устройство склада для продуктов с холодильниками;
Устройство мест для сбора, утилизации отходов, мусора на удалении не менее 30 м от мест проживания;
Обеспечение сменными спальными принадлежностями;
Обеспечение инвентарем для отдыха (телевизор, настольные игры, спортивный инвентарь);
Обеспечение системами кондиционирования (вентиляции) и обогрева жилых и производственных помещений;
РАЗДЕЛ 6. ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ В ПЕРИОД СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН.
6.1. Атмосферный воздух.
В данном разделе рассмотрено воздействие загрязняющих веществ на атмосферный воздух при строительстве скважин на м/р Камыскуль Южный.
Основными источниками выбросов загрязняющих веществ являются:
При строительных и подготовительных работах:
Неорганизованные источники:
6001 – участок сварки;
6002 – погрузочно-разгрузочные работы;
6003 – разработка грунта;
За период бурения скважины:
Организованные источники:
0001-0004 – дизельный двигатель G12V190ZLG-3 мощностью 810кВт.;
0005 – дизельгенератор резервный B8L-160 мощностью 160кВт;
0006-0007 – дизельгенератор DBL-372 мощностью 372 кВт;
0008-0009 – цементировочный агрегат, «ЦА-320М»;
0010 – передвижная паровая установка (ППУ).
Неорганизованные источники:
6004 – емкость для хранения дизельного топлива;
6005 – емкость для хранения масла;
6006 – емкость для хранения бурового раствора;
6007 – склад цемента;
6008 – насос для перекачки нефти;
6009 – насос для перекачки дизельного топлива;
6010 - цементно-смесительная машина СМН-20;
6011 – емкость бурового шлама;
6012 – блок приготовления буровых растворов.
За период испытания скважины
Организованные источники:
0001-0004 – дизельный двигатель G12V190ZLG-3 мощностью 810кВт.;
0005 – дизельгенератор резервный B8L-160 мощностью 160кВт;
0006-0007 – дизельгенератор DBL-372 мощностью 372 кВт;
0011-0015 – цементировочный агрегат, «ЦА-400 А»;
0016 – факельная установка.
Неорганизованные источники:
6004– емкость для хранения дизельного топлива;
6008 – насос для перекачки нефти;
6009 – насос для перекачки дизтоплива;
6013 – площадка налива нефти;
6014 – устье скважины;
6015 – нефтегазосепаратор (НГС);
6016 – емкость для нефти;
6017 – дренажная емкость.
Источниками выбросов загрязняющих веществ являются трубы дизельных генераторов, дыхательные клапана резервуаров и технологическое оборудование.
Загрязняющими веществами, выбрасываемыми в атмосферный воздух при работе дизельных генераторов, являются: оксиды азота, серы и углерода, углеводороды, альдегиды, сажа, бенз(а)пирен.
Из емкостей хранения дизельного топлива в атмосферу выделяются углеводороды С12-С19 и сероводород.
При разгрузке цемента, барита и других материалов в атмосферу выделяется пыль неорганическая.
От оборудования приготовления, хранения буровых растворов и контейнеров бурового шлама в атмосферу выделяются углеводороды.
Строительство скважин на м/р Камыскуль Южный планируется на 2017 год.
Всего при выполнении планировочных работ по обустройству земельного участка, бурении и испытании скважин определено 33 источников выбросов загрязняющих веществ, из которых 16 являются организованными. В атмосферу будут выбрасываться вещества 25 наименований.
Организованные источники:
0001-0004 – дизельный двигатель G12V190ZLG-3 мощностью 810кВт.;
0005 – дизельгенератор резервный B8L-160 мощностью 160кВт;
0006-0007 – дизельгенератор DBL-372 мощностью 372 кВт;
0008-0009 – цементировочный агрегат, «ЦА-320М»;
0010 – передвижная паровая установка (ППУ);
0011-0015 – цементировочный агрегат, «ЦА-400 А»;
0016 – факельная установка.

Неорганизованные источники:
6001 – участок сварки;
6002 – погрузочно-разгрузочные работы;
6003 – разработка грунта;
6004 – емкость для хранения дизельного топлива;
6005 – емкость для хранения масла;
6006 – емкость для хранения бурового раствора;
6007 – склад цемента;
6008 – насос для перекачки нефти;
6009 – насос для перекачки дизельного топлива;
6010 - цементно-смесительная машина СМН-20;
6011 – емкость бурового шлама;
6012 – блок приготовления буровых растворов;
6013 – площадка налива нефти;
6014 – устье скважины;
6015 – нефтегазосепаратор (НГС);
6016 – емкость для нефти;
6017 – дренажная емкость.
6.1.1. Расчет выбросов загрязняющих веществ от стационарных источников.
Расчеты выбросов вредных веществ в атмосферу произведены в соответствии с требованиями «Инструкции по инвентаризации выбросов вредных веществ в атмосферу» (РНД 211.1.02.03-97).
Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при бурении скважин на м/р Камыскуль Южный выполнялся в соответствии с действующими методиками РК, по формулам нижеследующего перечня:
Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок. РНД 211..2.02.04.-2004, Астана 2005;
Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров. РНД 211.2.02.09-2004, Астана 2005;
Методика определения платежей за загрязнение атмосферного воздуха передвижными источниками. Минэкобиоресурсов. Алматы, 1996г;
Методика расчета выбросов загрязняющих веществ при сварочных работах (по величинам удельных выбросов). РНД 211.2.02.06-2004, Астана 2005г.;
Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при механической обработке металлов (по величинам удельных выбросов). РНД 211.2.02.06-2004, Астана 2005г.;
Сборник методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами. Алматы, 1997г.;
Методика расчета параметров выбросов и валовых выбросов вредных веществ от факельных установок сжигания углеводородных смесей, Астана, 2007г.
РАСЧЕТ ВАЛОВЫХ ВЫБРОСОВ
При строительных и подготовительных работах
Источник загрязнения 6001, Участок сварки
Список литературы:
Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
при сварочных работах (по величинам удельных
выбросов). РНД 211.2.02.03-2004. Астана, 2005
РАСЧЕТ выбросов ЗВ от сварки металлов
Вид сварки: Ручная дуговая сварка сталей штучными электродами
Электрод (сварочный материал): УОНИ-13/45
Расход сварочных материалов, кг/год, B = 500
Фактический максимальный расход сварочных материалов,
с учетом дискретности работы оборудования, кг/час, BMAX = 0.59
Удельное выделение сварочного аэрозоля,
г/кг расходуемого материала (табл. 1, 3), GIS = 16.31
в том числе:
Примесь: 0123 Железо (II, III) оксиды /в пересчете на железо/ (277)
Удельное выделение загрязняющих веществ,
г/кг расходуемого материала (табл. 1, 3), GIS = 10.69
Валовый выброс, т/год (5.1), _M_ = GIS · B / 10 EQ \s\up6(6) = 10.69 · 500 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00535
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2), _G_ = GIS · BMAX / 3600 = 10.69 · 0.59 / 3600 = 0.001752
Примесь: 0143 Марганец и его соединения /в пересчете на марганца (IV) оксид/ (332)
Удельное выделение загрязняющих веществ,
г/кг расходуемого материала (табл. 1, 3), GIS = 0.92
Валовый выброс, т/год (5.1), _M_ = GIS · B / 10 EQ \s\up6(6) = 0.92 · 500 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00046
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2), _G_ = GIS · BMAX / 3600 = 0.92 · 0.59 / 3600 = 0.0001508
Примесь: 2908 Пыль неорганическая: 70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503)
Удельное выделение загрязняющих веществ,
г/кг расходуемого материала (табл. 1, 3), GIS = 1.4
Валовый выброс, т/год (5.1), _M_ = GIS · B / 10 EQ \s\up6(6) = 1.4 · 500 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0007
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2), _G_ = GIS · BMAX / 3600 = 1.4 · 0.59 / 3600 = 0.0002294
Примесь: 0344 Фториды неорганические плохо растворимые - (алюминия фторид, кальция фторид, натрия гексафторалюминат) (625)
Удельное выделение загрязняющих веществ,
г/кг расходуемого материала (табл. 1, 3), GIS = 3.3
Валовый выброс, т/год (5.1), _M_ = GIS · B / 10 EQ \s\up6(6) = 3.3 · 500 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00165
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2), _G_ = GIS · BMAX / 3600 = 3.3 · 0.59 / 3600 = 0.000541
-----------------------------
Газы:
Примесь: 0342 Фтористые газообразные соединения /в пересчете на фтор/ (627)
Удельное выделение загрязняющих веществ,
г/кг расходуемого материала (табл. 1, 3), GIS = 0.75
Валовый выброс, т/год (5.1), _M_ = GIS · B / 10 EQ \s\up6(6) = 0.75 · 500 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.000375
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2), _G_ = GIS · BMAX / 3600 = 0.75 · 0.59 / 3600 = 0.000123
Примесь: 0301 Азота (IV) диоксид (4)
Удельное выделение загрязняющих веществ,
г/кг расходуемого материала (табл. 1, 3), GIS = 1.5
Валовый выброс, т/год (5.1), _M_ = GIS · B / 10 EQ \s\up6(6) = 1.5 · 500 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00075
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2), _G_ = GIS · BMAX / 3600 = 1.5 · 0.59 / 3600 = 0.000246
Примесь: 0337 Углерод оксид (594)
Удельное выделение загрязняющих веществ,
г/кг расходуемого материала (табл. 1, 3), GIS = 13.3
Валовый выброс, т/год (5.1), _M_ = GIS · B / 10 EQ \s\up6(6) = 13.3 · 500 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00665
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2), _G_ = GIS · BMAX / 3600 = 13.3 · 0.59 / 3600 = 0.00218
ИТОГО:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0123 Железо (II, III) оксиды /в пересчете на железо/ (277) 0.001752 0.00535
0143 Марганец и его соединения /в пересчете на марганца (IV) оксид/ (332) 0.0001508 0.00046
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.000246 0.00075
0337 Углерод оксид (594) 0.00218 0.00665
0342 Фтористые газообразные соединения /в пересчете на фтор/ (627) 0.000123 0.000375
0344 Фториды неорганические плохо растворимые - (алюминия фторид, кальция фторид, натрия гексафторалюминат) (625) 0.000541 0.00165
2908 Пыль неорганическая: 70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503) 0.0002294 0.0007
Источник загрязнения 6002, Погрузочно-разгрузочные работы
Список литературы:
"Сборник методик по расчету выбросов вредных в атмосферу
различными производствами". Алматы, КазЭКОЭКСП, 1996 г.
п.9.3. Расчет выбросов вредных веществ неорганизованными источниками
Примечание: некоторые вспомогательные коэффициенты для
пылящих материалов (кроме угля) взяты из: "Методических
указаний по расчету выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
предприятиями строительной индустрии. Предприятия нерудных
материалов и пористых заполнителей", Алма-Ата, НПО Амал, 1992г.
Вид работ: Расчет выбросов при погрузочно-разгрузочных работах (п. 9.3.3)
Материал: Песок
Влажность материала в диапазоне: 10 - 100 %
Коэфф., учитывающий влажность материала(табл.9.1), K0 = 0.1
Скорость ветра в диапазоне: 5.0 - 7.0 м/с
Коэфф., учитывающий среднегодовую скорость ветра(табл.9.2), K1 = 1.4
Местные условия: склады, хранилища открытые с 2-х сторон полностью
Коэфф., учитывающий степень защищенности узла(табл.9.4), K4 = 0.6
Высота падения материала, м, GB = 4
Коэффициент, учитывающий высоту падения материала(табл.9.5), K5 = 1
Удельное выделение твердых частиц с тонны материала, г/т, Q = 540
Эффективность применяемых средств пылеподавления (определяется
экспериментально, либо принимается по справочным данных), доли единицы, N = 0
Количество отгружаемого (перегружаемого) материала, т/год, MGOD = 500
Максимальное количество отгружаемого (перегружаемого) материала , т/час, MH = 0.6
Примесь: 2908 Пыль неорганическая: 70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503)
Количество твердых частиц, выделяющихся при погрузочно-разгрузочных работах:
Валовый выброс, т/год (9.24), _M_ = K0 · K1 · K4 · K5 · Q · MGOD · (1-N) · 10 EQ \s\up6(-6) = 0.1 · 1.4 · 0.6 · 1 · 540 · 500 · (1-0) · 10 EQ \s\up6(-6) = 0.0227
Максимальный из разовых выброс, г/с (9.25), _G_ = K0 · K1 · K4 · K5 · Q · MH · (1-N) / 3600 = 0.1 · 1.4 · 0.6 · 1 · 540 · 0.6 · (1-0) / 3600 = 0.00756
Итого выбросы:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
2908 Пыль неорганическая: 70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503) 0.00756 0.0227
Источник загрязнения 6003, Разработка грунта
Список литературы:
1. Методика расчета нормативов выбросов от неорганизованных источников п. 3 Расчетный метод определения выбросов в атмосферу от предприятий по производству строительных материалов
Приложение №11 к Приказу Министра охраны окружающей среды Республики Казахстан от 18.04.2008 №100-п
2. Методическое пособие по расчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух (дополненное и переработанное), CПб, НИИ Атмосфера, 2005
Тип источника выделения: Погрузочные работы экскаваторами с объемом ковша 5м3 и более
Вид работ: Экскавация на отвале
Перерабатываемый материал: Горная порода
Марка экскаватора: ЭКГ-5А
Количество одновременно работающих экскаваторов данной марки, шт., _KOLIV_ = 1
Крепость горной массы по шкале М.М.Протодьяконова, KR1 = 2
Уд. выделение пыли при экскавации породы, г/м3(табл.3.1.9), Q = 3.1
Влажность материала, %, VL = 0.3
Коэфф., учитывающий влажность материала(табл.3.1.4), K5 = 1
Степень открытости: с 4-х сторон
Коэффициент, учитывающий степень защищенности узла(табл.3.1.3), K4 = 1
Скорость ветра (среднегодовая), м/с, G3SR = 5
Коэфф., учитывающий среднегодовую скорость ветра(табл.3.1.2), K3SR = 1.2
Скорость ветра (максимальная), м/c, G3 = 12
Коэфф., учитывающий максимальную скорость ветра(табл.3.1.2), K3 = 2
Максимальный объем перегружаемого материала экскаваторами данной марки, м3/час, VMAX = 300
Объем перегружаемого материала за год экскаваторами данной марки, м3/год, VGOD = 25200
Эффективность средств пылеподавления, в долях единицы, NJ = 0.3
Примесь: 2908 Пыль неорганическая: 70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503)
Максимальный разовый выброс, г/с (3.1.3), _G_ = _KOLIV_ · Q · VMAX · K3 · K5 · (1-NJ) / 3600 = 1 · 3.1 · 300 · 2 · 1 · (1-0.3) / 3600 = 0.362
Валовый выброс, т/г (3.1.4), _M_ = Q · VGOD · K3SR · K5 · (1-NJ) · 10 EQ \s\up6(-6) = 3.1 · 25200 · 1.2 · 1 · (1-0.3) · 10 EQ \s\up6(-6) = 0.0656
Итоговая таблица:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
2908 Пыль неорганическая: 70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503) 0.362 0.0656
За период бурения скважины
Источник загрязнения 0001-0004, Дизельный генератор G12V190ZLG-3
______________________________________________________________________
Список литературы:
1."Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок. РНД 211.2.02.04-2004". Астана, 2004 г.
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Исходные данные:
Производитель стационарной дизельной установки (СДУ): отечественный
Расход топлива стационарной дизельной установки за год B EQ \s\do5(год) , т, 129.6
Эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки P EQ \s\do5(э) , кВт, 1
Удельный расход топлива на экспл./номин. режиме работы двигателя b EQ \s\do5(э) , г/кВт*ч, 111
Температура отработавших газов T EQ \s\do5(ог) , K, 400
Используемая природоохранная технология: процент очистки указан самостоятельно
1.Оценка расхода и температуры отработавших газов
Расход отработавших газов G EQ \s\do5(ог) , кг/с:
G EQ \s\do5(ог) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * b EQ \s\do6(э) * P EQ \s\do6(э) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * 111 * 1 = 0.00096792 (А.3)
Удельный вес отработавших газов SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) , кг/м EQ \s\up5(3) :
SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) = 1.31 / (1 + T EQ \s\do6(ог) / 273) = 1.31 / (1 + 400 / 273) = 0.531396731 (А.5)
где 1.31 - удельный вес отработавших газов при температуре, равной 0 гр.C, кг/м EQ \s\up5(3) ;
Объемный расход отработавших газов Q EQ \s\do5(ог) , м EQ \s\up5(3) /с:
Q EQ \s\do5(ог) = G EQ \s\do6(ог) / SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do6(ог) = 0.00096792 / 0.531396731 = 0.001821464 (А.4)
2.Расчет максимального из разовых и валового выбросов
Таблица значений выбросов e EQ \s\do5(мi) г/кВт*ч стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
A 7.2 10.3 3.6 0.7 1.1 0.15 1.3E-5
Таблица значений выбросов q EQ \s\do5(эi) г/кг.топл. стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
A 30 43 15 3 4.5 0.6 5.5E-5
Расчет максимального из разовых выброса M EQ \s\do5(i) , г/с:
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 (1)
Расчет валового выброса W EQ \s\do5(i) , т/год:
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(эi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 (2)
Коэффициенты трансформации приняты на уровне максимально установленных значений, т.е. 0.8 - для NO EQ \s\do5(2) и 0.13 - для NO
Примесь:0337 Углерод оксид (594)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 7.2 * 1 / 3600 = 0.002
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 30 * 129.6 / 1000 = 3.888
Примесь:0301 Азота (IV) диоксид (4)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.8 = (10.3 * 1 / 3600) * 0.8 = 0.002288889
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.8 = (43 * 129.6 / 1000) * 0.8 = 4.45824
Примесь:2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 3.6 * 1 / 3600 = 0.001
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 15 * 129.6 / 1000 = 1.944
Примесь:0328 Углерод (593)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.7 * 1 / 3600 = 0.000194444
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 3 * 129.6 / 1000 = 0.3888
Примесь:0330 Сера диоксид (526)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 1.1 * 1 / 3600 = 0.000305556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 4.5 * 129.6 / 1000 = 0.5832
Примесь:1325 Формальдегид (619)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.15 * 1 / 3600 = 0.000041667
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.6 * 129.6 / 1000 = 0.07776
Примесь:0703 Бенз/а/пирен (54)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.000013 * 1 / 3600 = 0.000000004
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.000055 * 129.6 / 1000 = 0.000007128
Примесь:0304 Азот (II) оксид (6)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.13 = (10.3 * 1 / 3600) * 0.13 = 0.000371944
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.13 = (43 * 129.6 / 1000) * 0.13 = 0.724464
Итого выбросы по веществам:
Код
Примесь
г/сек
без
очистки т/год
без
очистки %
очистки
г/сек
c
очисткой т/год
c
очисткой
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.0022889 4.45824 0 0.0022889 4.45824
0304 Азот (II) оксид(6) 0.0003719 0.724464 0 0.0003719 0.724464
0328 Углерод (593) 0.0001944 0.3888 0 0.0001944 0.3888
0330 Сера диоксид (526) 0.0003056 0.5832 0 0.0003056 0.5832
0337 Углерод оксид (594) 0.002 3.888 0 0.002 3.888
0703 Бенз/а/пирен (54) 3.6111E-9 0.0000071 0 3.6111E-9 0.0000071
1325 Формальдегид (619) 0.0000417 0.07776 0 0.0000417 0.07776
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.001 1.944 0 0.001 1.944
Источник загрязнения 0005, Дизельный генератор B8L-160 (резервный)
Список литературы:
1."Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок. РНД 211.2.02.04-2004". Астана, 2004 г.
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Исходные данные:
Производитель стационарной дизельной установки (СДУ): отечественный
Расход топлива стационарной дизельной установки за год B EQ \s\do5(год) , т, 4
Эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки P EQ \s\do5(э) , кВт, 73.6
Удельный расход топлива на экспл./номин. режиме работы двигателя b EQ \s\do5(э) , г/кВт*ч, 250
Температура отработавших газов T EQ \s\do5(ог) , K, 400
Используемая природоохранная технология: процент очистки указан самостоятельно
1.Оценка расхода и температуры отработавших газов
Расход отработавших газов G EQ \s\do5(ог) , кг/с:
G EQ \s\do5(ог) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * b EQ \s\do6(э) * P EQ \s\do6(э) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * 250 * 73.6 = 0.160448 (А.3)
Удельный вес отработавших газов SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) , кг/м EQ \s\up5(3) :
SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) = 1.31 / (1 + T EQ \s\do6(ог) / 273) = 1.31 / (1 + 400 / 273) = 0.531396731 (А.5)
где 1.31 - удельный вес отработавших газов при температуре, равной 0 гр.C, кг/м EQ \s\up5(3) ;
Объемный расход отработавших газов Q EQ \s\do5(ог) , м EQ \s\up5(3) /с:
Q EQ \s\do5(ог) = G EQ \s\do6(ог) / SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do6(ог) = 0.160448 / 0.531396731 = 0.30193637 (А.4)
2.Расчет максимального из разовых и валового выбросов
Таблица значений выбросов e EQ \s\do5(мi) г/кВт*ч стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 6.2 9.6 2.9 0.5 1.2 0.12 1.2E-5
Таблица значений выбросов q EQ \s\do5(эi) г/кг.топл. стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 26 40 12 2 5 0.5 5.5E-5
Расчет максимального из разовых выброса M EQ \s\do5(i) , г/с:
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 (1)
Расчет валового выброса W EQ \s\do5(i) , т/год:
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(эi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 (2)
Коэффициенты трансформации приняты на уровне максимально установленных значений, т.е. 0.8 - для NO EQ \s\do5(2) и 0.13 - для NO
Примесь:0337 Углерод оксид (594)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 6.2 * 73.6 / 3600 = 0.126755556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 26 * 4 / 1000 = 0.104
Примесь:0301 Азота (IV) диоксид (4)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.8 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.8 = 0.157013333
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.8 = (40 * 4 / 1000) * 0.8 = 0.128
Примесь:2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 2.9 * 73.6 / 3600 = 0.059288889
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 12 * 4 / 1000 = 0.048
Примесь:0328 Углерод (593)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.5 * 73.6 / 3600 = 0.010222222
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 2 * 4 / 1000 = 0.008
Примесь:0330 Сера диоксид (526)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 1.2 * 73.6 / 3600 = 0.024533333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 5 * 4 / 1000 = 0.02
Примесь:1325 Формальдегид (619)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.12 * 73.6 / 3600 = 0.002453333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.5 * 4 / 1000 = 0.002
Примесь:0703 Бенз/а/пирен (54)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.000012 * 73.6 / 3600 = 0.000000245
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.000055 * 4 / 1000 = 0.00000022
Примесь:0304 Азот (II) оксид (6)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.13 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.13 = 0.025514667
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.13 = (40 * 4 / 1000) * 0.13 = 0.0208
Итого выбросы по веществам:
Код
Примесь
г/сек
без
очистки т/год
без
очистки %
очистки
г/сек
c
очисткой т/год
c
очисткой
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.1570133 0.128 0 0.1570133 0.128
0304 Азот (II) оксид(6) 0.0255147 0.0208 0 0.0255147 0.0208
0328 Углерод (593) 0.0102222 0.008 0 0.0102222 0.008
0330 Сера диоксид (526) 0.0245333 0.02 0 0.0245333 0.02
0337 Углерод оксид (594) 0.1267556 0.104 0 0.1267556 0.104
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.0000002 0.0000002 0 0.0000002 0.0000002
1325 Формальдегид (619) 0.0024533 0.002 0 0.0024533 0.002
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0592889 0.048 0 0.0592889 0.048
Источник загрязнения 0006-0007, Дизельный генератор DBL-372
Список литературы:
1."Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок. РНД 211.2.02.04-2004". Астана, 2004 г.
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Исходные данные:
Производитель стационарной дизельной установки (СДУ): отечественный
Расход топлива стационарной дизельной установки за год B EQ \s\do5(год) , т, 100.8
Эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки P EQ \s\do5(э) , кВт, 73.6
Удельный расход топлива на экспл./номин. режиме работы двигателя b EQ \s\do5(э) , г/кВт*ч, 188.2
Температура отработавших газов T EQ \s\do5(ог) , K, 400
Используемая природоохранная технология: процент очистки указан самостоятельно
1.Оценка расхода и температуры отработавших газов
Расход отработавших газов G EQ \s\do5(ог) , кг/с:
G EQ \s\do5(ог) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * b EQ \s\do6(э) * P EQ \s\do6(э) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * 188.2 * 73.6 = 0.120785254 (А.3)
Удельный вес отработавших газов SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) , кг/м EQ \s\up5(3) :
SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) = 1.31 / (1 + T EQ \s\do6(ог) / 273) = 1.31 / (1 + 400 / 273) = 0.531396731 (А.5)
где 1.31 - удельный вес отработавших газов при температуре, равной 0 гр.C, кг/м EQ \s\up5(3) ;
Объемный расход отработавших газов Q EQ \s\do5(ог) , м EQ \s\up5(3) /с:
Q EQ \s\do5(ог) = G EQ \s\do6(ог) / SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do6(ог) = 0.120785254 / 0.531396731 = 0.227297699 (А.4)
2.Расчет максимального из разовых и валового выбросов
Таблица значений выбросов e EQ \s\do5(мi) г/кВт*ч стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 6.2 9.6 2.9 0.5 1.2 0.12 1.2E-5
Таблица значений выбросов q EQ \s\do5(эi) г/кг.топл. стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 26 40 12 2 5 0.5 5.5E-5
Расчет максимального из разовых выброса M EQ \s\do5(i) , г/с:
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 (1)
Расчет валового выброса W EQ \s\do5(i) , т/год:
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(эi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 (2)
Коэффициенты трансформации приняты на уровне максимально установленных значений, т.е. 0.8 - для NO EQ \s\do5(2) и 0.13 - для NO
Примесь:0337 Углерод оксид (594)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 6.2 * 73.6 / 3600 = 0.126755556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 26 * 100.8 / 1000 = 2.6208
Примесь:0301 Азота (IV) диоксид (4)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.8 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.8 = 0.157013333
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.8 = (40 * 100.8 / 1000) * 0.8 = 3.2256
Примесь:2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 2.9 * 73.6 / 3600 = 0.059288889
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 12 * 100.8 / 1000 = 1.2096
Примесь:0328 Углерод (593)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.5 * 73.6 / 3600 = 0.010222222
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 2 * 100.8 / 1000 = 0.2016
Примесь:0330 Сера диоксид (526)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 1.2 * 73.6 / 3600 = 0.024533333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 5 * 100.8 / 1000 = 0.504
Примесь:1325 Формальдегид (619)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.12 * 73.6 / 3600 = 0.002453333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.5 * 100.8 / 1000 = 0.0504
Примесь:0703 Бенз/а/пирен (54)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.000012 * 73.6 / 3600 = 0.000000245
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.000055 * 100.8 / 1000 = 0.000005544
Примесь:0304 Азот (II) оксид (6)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.13 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.13 = 0.025514667
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.13 = (40 * 100.8 / 1000) * 0.13 = 0.52416
Итого выбросы по веществам:
Код
Примесь
г/сек
без
очистки т/год
без
очистки %
очистки
г/сек
c
очисткой т/год
c
очисткой
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.1570133 3.2256 0 0.1570133 3.2256
0304 Азот (II) оксид(6) 0.0255147 0.52416 0 0.0255147 0.52416
0328 Углерод (593) 0.0102222 0.2016 0 0.0102222 0.2016
0330 Сера диоксид (526) 0.0245333 0.504 0 0.0245333 0.504
0337 Углерод оксид (594) 0.1267556 2.6208 0 0.1267556 2.6208
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.0000002 0.0000055 0 0.0000002 0.0000055
1325 Формальдегид (619) 0.0024533 0.0504 0 0.0024533 0.0504
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0592889 1.2096 0 0.0592889 1.2096
Источник загрязнения 0008-0009, Цементировочный агрегат, «ЦА-320М»
______________________________________________________________________
Список литературы:
1."Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок. РНД 211.2.02.04-2004". Астана, 2004 г.
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Исходные данные:
Производитель стационарной дизельной установки (СДУ): отечественный
Расход топлива стационарной дизельной установки за год B EQ \s\do5(год) , т, 3.8
Эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки P EQ \s\do5(э) , кВт, 73.6
Удельный расход топлива на экспл./номин. режиме работы двигателя b EQ \s\do5(э) , г/кВт*ч, 220
Температура отработавших газов T EQ \s\do5(ог) , K, 400
Используемая природоохранная технология: процент очистки указан самостоятельно
1.Оценка расхода и температуры отработавших газов
Расход отработавших газов G EQ \s\do5(ог) , кг/с:
G EQ \s\do5(ог) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * b EQ \s\do6(э) * P EQ \s\do6(э) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * 220 * 73.6 = 0.14119424 (А.3)
Удельный вес отработавших газов SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) , кг/м EQ \s\up5(3) :
SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) = 1.31 / (1 + T EQ \s\do6(ог) / 273) = 1.31 / (1 + 400 / 273) = 0.531396731 (А.5)
где 1.31 - удельный вес отработавших газов при температуре, равной 0 гр.C, кг/м EQ \s\up5(3) ;
Объемный расход отработавших газов Q EQ \s\do5(ог) , м EQ \s\up5(3) /с:
Q EQ \s\do5(ог) = G EQ \s\do6(ог) / SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do6(ог) = 0.14119424 / 0.531396731 = 0.265704006 (А.4)
2.Расчет максимального из разовых и валового выбросов
Таблица значений выбросов e EQ \s\do5(мi) г/кВт*ч стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 6.2 9.6 2.9 0.5 1.2 0.12 1.2E-5
Таблица значений выбросов q EQ \s\do5(эi) г/кг.топл. стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 26 40 12 2 5 0.5 5.5E-5
Расчет максимального из разовых выброса M EQ \s\do5(i) , г/с:
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 (1)
Расчет валового выброса W EQ \s\do5(i) , т/год:
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(эi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 (2)
Коэффициенты трансформации приняты на уровне максимально установленных значений, т.е. 0.8 - для NO EQ \s\do5(2) и 0.13 - для NO
Примесь:0337 Углерод оксид (594)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 6.2 * 73.6 / 3600 = 0.126755556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 26 * 3.8 / 1000 = 0.0988
Примесь:0301 Азота (IV) диоксид (4)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.8 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.8 = 0.157013333
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.8 = (40 * 3.8 / 1000) * 0.8 = 0.1216
Примесь:2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 2.9 * 73.6 / 3600 = 0.059288889
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 12 * 3.8 / 1000 = 0.0456
Примесь:0328 Углерод (593)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.5 * 73.6 / 3600 = 0.010222222
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 2 * 3.8 / 1000 = 0.0076
Примесь:0330 Сера диоксид (526)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 1.2 * 73.6 / 3600 = 0.024533333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 5 * 3.8 / 1000 = 0.019
Примесь:1325 Формальдегид (619)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.12 * 73.6 / 3600 = 0.002453333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.5 * 3.8 / 1000 = 0.0019
Примесь:0703 Бенз/а/пирен (54)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.000012 * 73.6 / 3600 = 0.000000245
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.000055 * 3.8 / 1000 = 0.000000209
Примесь:0304 Азот (II) оксид (6)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.13 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.13 = 0.025514667
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.13 = (40 * 3.8 / 1000) * 0.13 = 0.01976
Итого выбросы по веществам:
Код
Примесь
г/сек
без
очистки т/год
без
очистки %
очистки
г/сек
c
очисткой т/год
c
очисткой
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.1570133 0.1216 0 0.1570133 0.1216
0304 Азот (II) оксид(6) 0.0255147 0.01976 0 0.0255147 0.01976
0328 Углерод (593) 0.0102222 0.0076 0 0.0102222 0.0076
0330 Сера диоксид (526) 0.0245333 0.019 0 0.0245333 0.019
0337 Углерод оксид (594) 0.1267556 0.0988 0 0.1267556 0.0988
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.0000002 0.0000002 0 0.0000002 0.0000002
1325 Формальдегид (619) 0.0024533 0.0019 0 0.0024533 0.0019
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0592889 0.0456 0 0.0592889 0.0456
Источник загрязнения 0010, Передвижная паровая установка (ППУ)
___________________________________________________________________
Список литературы:
1."Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок. РНД 211.2.02.04-2004". Астана, 2004 г.
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Исходные данные:
Производитель стационарной дизельной установки (СДУ): отечественный
Расход топлива стационарной дизельной установки за год B EQ \s\do5(год) , т, 50.4
Эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки P EQ \s\do5(э) , кВт, 73.6
Удельный расход топлива на экспл./номин. режиме работы двигателя b EQ \s\do5(э) , г/кВт*ч, 350
Температура отработавших газов T EQ \s\do5(ог) , K, 400
Используемая природоохранная технология: процент очистки указан самостоятельно
1.Оценка расхода и температуры отработавших газов
Расход отработавших газов G EQ \s\do5(ог) , кг/с:
G EQ \s\do5(ог) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * b EQ \s\do6(э) * P EQ \s\do6(э) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * 350 * 73.6 = 0.2246272 (А.3)
Удельный вес отработавших газов SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) , кг/м EQ \s\up5(3) :
SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) = 1.31 / (1 + T EQ \s\do6(ог) / 273) = 1.31 / (1 + 400 / 273) = 0.531396731 (А.5)
где 1.31 - удельный вес отработавших газов при температуре, равной 0 гр.C, кг/м EQ \s\up5(3) ;
Объемный расход отработавших газов Q EQ \s\do5(ог) , м EQ \s\up5(3) /с:
Q EQ \s\do5(ог) = G EQ \s\do6(ог) / SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do6(ог) = 0.2246272 / 0.531396731 = 0.422710918 (А.4)
2.Расчет максимального из разовых и валового выбросов
Таблица значений выбросов e EQ \s\do5(мi) г/кВт*ч стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 6.2 9.6 2.9 0.5 1.2 0.12 1.2E-5
Таблица значений выбросов q EQ \s\do5(эi) г/кг.топл. стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 26 40 12 2 5 0.5 5.5E-5
Расчет максимального из разовых выброса M EQ \s\do5(i) , г/с:
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 (1)
Расчет валового выброса W EQ \s\do5(i) , т/год:
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(эi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 (2)
Коэффициенты трансформации приняты на уровне максимально установленных значений, т.е. 0.8 - для NO EQ \s\do5(2) и 0.13 - для NO
Примесь:0337 Углерод оксид (594)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 6.2 * 73.6 / 3600 = 0.126755556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 26 * 50.4 / 1000 = 1.3104
Примесь:0301 Азота (IV) диоксид (4)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.8 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.8 = 0.157013333
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.8 = (40 * 50.4 / 1000) * 0.8 = 1.6128
Примесь:2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 2.9 * 73.6 / 3600 = 0.059288889
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 12 * 50.4 / 1000 = 0.6048
Примесь:0328 Углерод (593)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.5 * 73.6 / 3600 = 0.010222222
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 2 * 50.4 / 1000 = 0.1008
Примесь:0330 Сера диоксид (526)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 1.2 * 73.6 / 3600 = 0.024533333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 5 * 50.4 / 1000 = 0.252
Примесь:1325 Формальдегид (619)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.12 * 73.6 / 3600 = 0.002453333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.5 * 50.4 / 1000 = 0.0252
Примесь:0703 Бенз/а/пирен (54)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.000012 * 73.6 / 3600 = 0.000000245
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.000055 * 50.4 / 1000 = 0.000002772
Примесь:0304 Азот (II) оксид (6)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.13 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.13 = 0.025514667
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.13 = (40 * 50.4 / 1000) * 0.13 = 0.26208
Итого выбросы по веществам:
Код
Примесь
г/сек
без
очистки т/год
без
очистки %
очистки
г/сек
c
очисткой т/год
c
очисткой
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.1570133 1.6128 0 0.1570133 1.6128
0304 Азот (II) оксид(6) 0.0255147 0.26208 0 0.0255147 0.26208
0328 Углерод (593) 0.0102222 0.1008 0 0.0102222 0.1008
0330 Сера диоксид (526) 0.0245333 0.252 0 0.0245333 0.252
0337 Углерод оксид (594) 0.1267556 1.3104 0 0.1267556 1.3104
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.0000002 0.0000028 0 0.0000002 0.0000028
1325 Формальдегид (619) 0.0024533 0.0252 0 0.0024533 0.0252
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0592889 0.6048 0 0.0592889 0.6048
Источник загрязнения 6004, Емкость для хранения дизельного топлива
Список литературы:
Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Расчеты по п. 6-8
Нефтепродукт, NP = Дизельное топливо
Климатическая зона: третья - южные области РК (прил. 17)
Концентрация паров нефтепродуктов в резервуаре, г/м3(Прил. 12), C = 3.92
Средний удельный выброс в осенне-зимний период, г/т(Прил. 12), YY = 2.36
Количество закачиваемой в резервуар жидкости в осенне-зимний период, т, BOZ = 469.97
Средний удельный выброс в веcенне-летний период, г/т(Прил. 12), YYY = 3.15
Количество закачиваемой в резервуар жидкости в весенне-летний период, т, BVL = 469.97
Объем паровоздушной смеси, вытесняемый из резервуара во время его закачки, м3/ч, VC = 1.5
Коэффициент(Прил. 12), KNP = 0.0029
Режим эксплуатации: "буферная емкость" (все типы резервуаров)
Объем одного резервуара данного типа, м3, VI = 100
Количество резервуаров данного типа, NR = 5
Количество групп одноцелевых резервуаров на предприятии, KNR = 1
Категория веществ: А, Б, В
Конструкция резервуаров: Наземный вертикальный
Значение Kpmax для этого типа резервуаров(Прил. 8), KPM = 0.1
Значение Kpsr для этого типа резервуаров(Прил. 8), KPSR = 0.1
Количество выделяющихся паров нефтепродуктов
при хранении в одном резервуаре данного типа, т/год(Прил. 13), GHRI = 0.27
GHR = GHR + GHRI · KNP · NR = 0 + 0.27 · 0.0029 · 5 = 0.003915
Коэффициент , KPSR = 0.1
Коэффициент, KPMAX = 0.1
Общий объем резервуаров, м3, V = 500
Сумма Ghri*Knp*Nr, GHR = 0.003915
Максимальный из разовых выброс, г/с (6.2.1), G = C · KPMAX · VC / 3600 = 3.92 · 0.1 · 1.5 / 3600 = 0.0001633
Среднегодовые выбросы, т/год (6.2.2), M = (YY · BOZ + YYY · BVL) · KPMAX · 10 EQ \s\up6((-6)) + GHR = (2.36 · 469.97 + 3.15 · 469.97) · 0.1 · 10 EQ \s\up6((-6)) + 0.003915 = 0.00417
Примесь: 2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 99.72
Валовый выброс, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 99.72 · 0.00417 / 100 = 0.00416
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 99.72 · 0.0001633 / 100 = 0.000163
Примесь: 0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.28
Валовый выброс, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.28 · 0.00417 / 100 = 0.00001168
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.28 · 0.0001633 / 100 = 0.000000457
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.00000046 0.00001168
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.000163 0.00416
Источник загрязнения 6005, Емкость для хранения масла
Список литературы:
Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Расчеты по п. 6-8
Нефтепродукт, NP = Масла
Климатическая зона: третья - южные области РК (прил. 17)
Концентрация паров нефтепродуктов в резервуаре, г/м3(Прил. 12), C = 0.39
Средний удельный выброс в осенне-зимний период, г/т(Прил. 12), YY = 0.25
Количество закачиваемой в резервуар жидкости в осенне-зимний период, т, BOZ = 1.3
Средний удельный выброс в веcенне-летний период, г/т(Прил. 12), YYY = 0.25
Количество закачиваемой в резервуар жидкости в весенне-летний период, т, BVL = 1.3
Объем паровоздушной смеси, вытесняемый из резервуара во время его закачки, м3/ч, VC = 1.5
Коэффициент(Прил. 12), KNP = 0.00027
Режим эксплуатации: "буферная емкость" (все типы резервуаров)
Объем одного резервуара данного типа, м3, VI = 100
Количество резервуаров данного типа, NR = 1
Количество групп одноцелевых резервуаров на предприятии, KNR = 1
Категория веществ: А, Б, В
Конструкция резервуаров: Наземный горизонтальный
Значение Kpmax для этого типа резервуаров(Прил. 8), KPM = 0.1
Значение Kpsr для этого типа резервуаров(Прил. 8), KPSR = 0.1
Количество выделяющихся паров нефтепродуктов
при хранении в одном резервуаре данного типа, т/год(Прил. 13), GHRI = 0.27
GHR = GHR + GHRI · KNP · NR = 0 + 0.27 · 0.00027 · 1 = 0.0000729
Коэффициент , KPSR = 0.1
Коэффициент, KPMAX = 0.1
Общий объем резервуаров, м3, V = 100
Сумма Ghri*Knp*Nr, GHR = 0.0000729
Максимальный из разовых выброс, г/с (6.2.1), G = C · KPMAX · VC / 3600 = 0.39 · 0.1 · 1.5 / 3600 = 0.00001625
Среднегодовые выбросы, т/год (6.2.2), M = (YY · BOZ + YYY · BVL) · KPMAX · 10 EQ \s\up6((-6)) + GHR = (0.25 · 1.3 + 0.25 · 1.3) · 0.1 · 10 EQ \s\up6((-6)) + 0.0000729 = 0.000073
Примесь: 2735 Масло минеральное нефтяное (веретенное, машинное, цилиндровое и др.) (723*)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 100
Валовый выброс, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 100 · 0.000073 / 100 = 0.000073
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 100 · 0.00001625 / 100 = 0.00001625
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
2735 Масло минеральное нефтяное (веретенное, машинное, цилиндровое и др.) (723*) 0.00001625 0.000073
Источник загрязнения 6006, Емкость для хранения бурового раствора
Список литературы:
"Сборник методик по расчету выбросов вредных в атмосферу
различными производствами". Алматы, КазЭКОЭКСП, 1996 г.
п.5.3. Методика по расчету норм естественной убыли углеводородов
в атмосферу на предприятиях нефтепродуктов
Расчет по пункту 5.3.3. От испарения с открытых поверхностей земляных амбаров для мазута
4 (южная) климатическая зона
4 (южная) климатическая зона
Площадь испарения поверхности, м2, F = _X2_ · _Y2_ = 0 · 0 = 25
Нормы убыли мазута в ОЗ период, кг/м2 в месяц(п.5.3.3), N1OZ = 2.16
Нормы убыли мазута в ВЛ период, кг/м2 в месяц(п.5.3.3), N2VL = 2.88
Примесь: 2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
Максимальный разовый выброс, г/с (ф-ла 5.45), _G_ = N2VL · F / 2592 = 2.88 · 25 / 2592 = 0.0278
Валовый выброс, т/год (ф-ла 5.46), G = (N1OZ + N2VL) · 6 · F · 0.001 = (2.16 + 2.88) · 6 · 25 · 0.001 = 0.756
Валовый выброс, т/год, _M_ = 0.756
Итого:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0278 0.756
Источник загрязнения 6007, Склад цемента
Список литературы:
"Сборник методик по расчету выбросов вредных в атмосферу
различными производствами". Алматы, КазЭКОЭКСП, 1996 г.
п.9.3. Расчет выбросов вредных веществ неорганизованными источниками
Примечание: некоторые вспомогательные коэффициенты для
пылящих материалов (кроме угля) взяты из: "Методических
указаний по расчету выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
предприятиями строительной индустрии. Предприятия нерудных
материалов и пористых заполнителей", Алма-Ата, НПО Амал, 1992г.
Вид работ: Расчет выбросов от складов пылящих материалов (п. 9.3.2)
Материал: Цемент
Влажность материала в диапазоне: 10 - 100 %
Коэфф., учитывающий влажность материала(табл.9.1), K0 = 0.1
Скорость ветра в диапазоне: 5.0 - 7.0 м/с
Коэфф., учитывающий среднегодовую скорость ветра(табл.9.2), K1 = 1.4
Местные условия: склады, хранилища открытые с 2-х сторон полностью
Коэфф., учитывающий степень защищенности узла(табл.9.4), K4 = 0.6
Высота падения материала, м, GB = 4
Коэффициент, учитывающий высоту падения материала(табл.9.5), K5 = 1
Удельное выделение твердых частиц с тонны материала, г/т, Q = 120
Эффективность применяемых средств пылеподавления (определяется
экспериментально, либо принимается по справочным данных), доли единицы, N = 0
Количество материала, поступающего на склад, т/год, MGOD = 700
Максимальное количество материала, поступающего на склад, т/час, MH = 0.29
Удельная сдуваемость твердых частиц с поверхности
штабеля материала, w = 3*10 EQ \s\up5(-6) кг/м2*с
Размер куска в диапазоне: 500 - 1000 мм
Коэффициент, учитывающий размер материала (табл. 5 [2]), F = 0.1
Площадь основания штабелей материала, м2, S = 25
Коэффициент, учитывающий профиль поверхности складируемого материала, K6 = 1.45
Примесь: 2908 Пыль неорганическая: 70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503)
Количество твердых частиц, выделяющихся в процессе формирования склада:
Валовый выброс, т/год (9.18), M1 = K0 · K1 · K4 · K5 · Q · MGOD · (1-N) · 10 EQ \s\up6(-6) = 0.1 · 1.4 · 0.6 · 1 · 120 · 700 · (1-0) · 10 EQ \s\up6(-6) = 0.00706
Максимальный из разовых выброс, г/с (9.19), G1 = K0 · K1 · K4 · K5 · Q · MH · (1-N) / 3600 = 0.1 · 1.4 · 0.6 · 1 · 120 · 0.29 · (1-0) / 3600 = 0.000812
Количество твердых частиц, сдуваемых с поверхности склада:
Валовый выброс, т/год (9.20), M2 = 31.5 · K0 · K1 · K4 · K6 · W · 10 EQ \s\up6(-6) · F · S · (1-N) · 1000 = 31.5 · 0.1 · 1.4 · 0.6 · 1.45 · 3 · 10 EQ \s\up6(-6) · 0.1 · 25 · (1-0) · 1000 = 0.0288
Максимальный из разовых выброс, г/с (9.22), G2 = K0 · K1 · K4 · K6 · W · 10 EQ \s\up6(-6) · F · S · (1-N) · 1000 = 0.1 · 1.4 · 0.6 · 1.45 · 3 · 10 EQ \s\up6(-6) · 0.1 · 25 · (1-0) · 1000 = 0.000913
Итого валовый выброс, т/год, _M_ = M1 + M2 = 0.00706 + 0.0288 = 0.03586
Максимальный из разовых выброс, г/с, _G_ = 0.000913
наблюдается в процессе сдувания
Итого выбросы:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
2908 Пыль неорганическая: 70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503) 0.000913 0.03586
Источник загрязнения 6008, Насос для перекачки нефти
Список литературы:
"Сборник методик по расчету выбросов вредных в атмосферу
различными производствами". Алматы, КазЭКОЭКСП, 1996 г.
п.5.3. Методика по расчету норм естественной убыли углеводородов
в атмосферу на предприятиях нефтепродуктов
Расчет по пункту Выбросы при работе теплообменной аппаратуры и средств перекачки (табл. 5.4)
Вид нефтепродукта или средняя температура жидкости: Нефть, мазут и жидкости с температурой кипения >300 гр.С
Наименование аппаратуры или средства перекачки: Насос центробежный с одним торцевым уплотнением вала
Примесь: 2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
Удельный выброс, кг/час(табл. 5.4), Q = 0.02
Общее количество аппаратуры или средств перекачки, шт., N1 = 1
Одновременно работающее количество аппаратуры или средств перекачки, шт., NN1 = 1
Время работы одной единицы оборудования, час/год, _T_ = 1440
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = Q · NN1 / 3.6 = 0.02 · 1 / 3.6 = 0.00556
Валовый выброс, т/год, _M_ = (Q · N1 · _T_) / 1000 = (0.02 · 1 · 1440) / 1000 = 0.0288
Итого:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.00556 0.0288
Источник загрязнения 6009, Насос для перекачки дизельного топлива
Список литературы:
"Сборник методик по расчету выбросов вредных в атмосферу
различными производствами". Алматы, КазЭКОЭКСП, 1996 г.
п.5.3. Методика по расчету норм естественной убыли углеводородов
в атмосферу на предприятиях нефтепродуктов
Расчет по пункту Выбросы при работе теплообменной аппаратуры и средств перекачки (табл. 5.4)
Вид нефтепродукта или средняя температура жидкости: Керосин, дизтопливо и жидкости с температурой кипения 120-300 гр.С
Наименование аппаратуры или средства перекачки: Насос центробежный с одним торцевым уплотнением вала
Примесь: 2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
Удельный выброс, кг/час(табл. 5.4), Q = 0.04
Общее количество аппаратуры или средств перекачки, шт., N1 = 1
Одновременно работающее количество аппаратуры или средств перекачки, шт., NN1 = 1
Время работы одной единицы оборудования, час/год, _T_ = 1440
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = Q · NN1 / 3.6 = 0.04 · 1 / 3.6 = 0.0111
Валовый выброс, т/год, _M_ = (Q · N1 · _T_) / 1000 = (0.04 · 1 · 1440) / 1000 = 0.0576
Итого:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0111 0.0576
Источник загрязнения 6010, Цементно-смесительная машина СМН-20
Список литературы:
"Сборник методик по расчету выбросов вредных в атмосферу
различными производствами". Алматы, КазЭКОЭКСП, 1996 г.
п.9.3. Расчет выбросов вредных веществ неорганизованными источниками
Примечание: некоторые вспомогательные коэффициенты для
пылящих материалов (кроме угля) взяты из: "Методических
указаний по расчету выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
предприятиями строительной индустрии. Предприятия нерудных
материалов и пористых заполнителей", Алма-Ата, НПО Амал, 1992г.
Вид работ: Расчет выбросов при погрузочно-разгрузочных работах (п. 9.3.3)
Материал: Цемент
Влажность материала в диапазоне: 10 - 100 %
Коэфф., учитывающий влажность материала(табл.9.1), K0 = 0.1
Скорость ветра в диапазоне: 5.0 - 7.0 м/с
Коэфф., учитывающий среднегодовую скорость ветра(табл.9.2), K1 = 1.4
Местные условия: склады, хранилища открытые с 2-х сторон полностью
Коэфф., учитывающий степень защищенности узла(табл.9.4), K4 = 0.6
Высота падения материала, м, GB = 1.5
Коэффициент, учитывающий высоту падения материала(табл.9.5), K5 = 0.6
Удельное выделение твердых частиц с тонны материала, г/т, Q = 120
Эффективность применяемых средств пылеподавления (определяется
экспериментально, либо принимается по справочным данных), доли единицы, N = 0
Количество отгружаемого (перегружаемого) материала, т/год, MGOD = 700
Максимальное количество отгружаемого (перегружаемого) материала , т/час, MH = 0.29
Примесь: 2908 Пыль неорганическая: 70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503)
Количество твердых частиц, выделяющихся при погрузочно-разгрузочных работах:
Валовый выброс, т/год (9.24), _M_ = K0 · K1 · K4 · K5 · Q · MGOD · (1-N) · 10 EQ \s\up6(-6) = 0.1 · 1.4 · 0.6 · 0.6 · 120 · 700 · (1-0) · 10 EQ \s\up6(-6) = 0.00423
Максимальный из разовых выброс, г/с (9.25), _G_ = K0 · K1 · K4 · K5 · Q · MH · (1-N) / 3600 = 0.1 · 1.4 · 0.6 · 0.6 · 120 · 0.29 · (1-0) / 3600 = 0.000487
Итого выбросы:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
2908 Пыль неорганическая: 70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503) 0.000487 0.00423
Источник загрязнения 6011, Емкость бурового шлама
Список литературы:
Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Расчеты по п. 6-8
Нефтепродукт, NP = БР
Климатическая зона: третья - южные области РК (прил. 17)
Концентрация паров нефтепродуктов в резервуаре, г/м3(Прил. 12), C = 430
Средний удельный выброс в осенне-зимний период, г/т(Прил. 12), YY = 435.6
Количество закачиваемой в резервуар жидкости в осенне-зимний период, т, BOZ = 32.95
Средний удельный выброс в веcенне-летний период, г/т(Прил. 12), YYY = 310
Количество закачиваемой в резервуар жидкости в весенне-летний период, т, BVL = 32.95
Объем паровоздушной смеси, вытесняемый из резервуара во время его закачки, м3/ч, VC = 1.5
Коэффициент(Прил. 12), KNP = 0.35
Режим эксплуатации: "буферная емкость" (все типы резервуаров)
Объем одного резервуара данного типа, м3, VI = 100
Количество резервуаров данного типа, NR = 2
Количество групп одноцелевых резервуаров на предприятии, KNR = 1
Категория веществ: А, Б, В
Конструкция резервуаров: Наземный вертикальный
Значение Kpmax для этого типа резервуаров(Прил. 8), KPM = 0.1
Значение Kpsr для этого типа резервуаров(Прил. 8), KPSR = 0.1
Количество выделяющихся паров нефтепродуктов
при хранении в одном резервуаре данного типа, т/год(Прил. 13), GHRI = 0.27
GHR = GHR + GHRI · KNP · NR = 0 + 0.27 · 0.35 · 2 = 0.189
Коэффициент , KPSR = 0.1
Коэффициент, KPMAX = 0.1
Общий объем резервуаров, м3, V = 200
Сумма Ghri*Knp*Nr, GHR = 0.189
Максимальный из разовых выброс, г/с (6.2.1), G = C · KPMAX · VC / 3600 = 430 · 0.1 · 1.5 / 3600 = 0.0179
Среднегодовые выбросы, т/год (6.2.2), M = (YY · BOZ + YYY · BVL) · KPMAX · 10 EQ \s\up6((-6)) + GHR = (435.6 · 32.95 + 310 · 32.95) · 0.1 · 10 EQ \s\up6((-6)) + 0.189 = 0.1915
Примесь: 2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 100
Валовый выброс, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 100 · 0.1915 / 100 = 0.1915
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 100 · 0.0179 / 100 = 0.0179
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0179 0.1915
Источник загрязнения 6012, Блок приготовления буровых растворов
Список литературы:
1. Методика расчетов выбросов в окружающую среду от неорганизованных источников АО "Казтрансойла" Астана, 2005 (п.6.1, 6.2, 6.3 и 6.4)
2. Методическое пособие по расчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух (дополненное и переработанное), CПб, НИИ Атмосфера, 2005
3. Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Наименование оборудования: Запорно-регулирующая арматура (тяжелые углеводороды)
Наименование технологического потока: Неочищенный нефтяной газ
Расчетная величина утечки, кг/с(Прил.Б1), Q = 0.006588
Расчетная доля уплотнений, потерявших герметичность, доли единицы(Прил.Б1), X = 0.07
Общее количество данного оборудования, шт., N = 1
Среднее время работы данного оборудования, час/год, _T_ = 1440
Суммарная утечка всех компонентов, кг/час (6.1), G = X · Q · N = 0.07 · 0.006588 · 1 = 0.000461
Суммарная утечка всех компонентов, г/с, G = G / 3.6 = 0.000461 / 3.6 = 0.000128
Примесь: 0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 63.39
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 63.39 / 100 = 0.0000811
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0000811 · 1440 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0004204
Примесь: 0410 Метан (734*)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 14.12
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 14.12 / 100 = 0.00001807
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001807 · 1440 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0000937
Примесь: 0412 Изобутан (282)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 3.82
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 3.82 / 100 = 0.00000489
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00000489 · 1440 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00002535
Примесь: 0405 Пентан (458)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 2.65
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 2.65 / 100 = 0.00000339
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00000339 · 1440 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001757
Примесь: 0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 2.68
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 2.68 / 100 = 0.00000343
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00000343 · 1440 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001778
Сводная таблица расчетов:
Оборудов.
Технологич.
поток Общее кол-
во, шт. Время ра-
боты, ч/г
Запорно-регулирующая арматура (тяжелые углеводороды) Неочищенный нефтяной газ 1 1440
Итоговая таблица:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.00000343 0.00003556
0405 Пентан (458) 0.00000339 0.00003514
0410 Метан (734*) 0.00001807 0.0001874
0412 Изобутан (282) 0.00000489 0.0000507
0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*) 0.0000811 0.0008408
За период испытания скважины (объект №1)
Источник загрязнения 0001-0004, Дизельный двигатель G12V190ZLG-3
______________________________________________________________________
Список литературы:
1."Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок. РНД 211.2.02.04-2004". Астана, 2004 г.
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Исходные данные:
Производитель стационарной дизельной установки (СДУ): отечественный
Расход топлива стационарной дизельной установки за год B EQ \s\do5(год) , т, 87.3
Эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки P EQ \s\do5(э) , кВт, 736
Удельный расход топлива на экспл./номин. режиме работы двигателя b EQ \s\do5(э) , г/кВт*ч, 111
Температура отработавших газов T EQ \s\do5(ог) , K, 400
Используемая природоохранная технология: процент очистки указан самостоятельно
1.Оценка расхода и температуры отработавших газов
Расход отработавших газов G EQ \s\do5(ог) , кг/с:
G EQ \s\do5(ог) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * b EQ \s\do6(э) * P EQ \s\do6(э) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * 111 * 736 = 0.71238912 (А.3)
Удельный вес отработавших газов SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) , кг/м EQ \s\up5(3) :
SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) = 1.31 / (1 + T EQ \s\do6(ог) / 273) = 1.31 / (1 + 400 / 273) = 0.531396731 (А.5)
где 1.31 - удельный вес отработавших газов при температуре, равной 0 гр.C, кг/м EQ \s\up5(3) ;
Объемный расход отработавших газов Q EQ \s\do5(ог) , м EQ \s\up5(3) /с:
Q EQ \s\do5(ог) = G EQ \s\do6(ог) / SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do6(ог) = 0.71238912 / 0.531396731 = 1.340597483 (А.4)
2.Расчет максимального из разовых и валового выбросов
Таблица значений выбросов e EQ \s\do5(мi) г/кВт*ч стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
В 5.3 8.4 2.4 0.35 1.4 0.1 1.1E-5
Таблица значений выбросов q EQ \s\do5(эi) г/кг.топл. стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
В 22 35 10 1.5 6 0.4 4.5E-5
Расчет максимального из разовых выброса M EQ \s\do5(i) , г/с:
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 (1)
Расчет валового выброса W EQ \s\do5(i) , т/год:
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(эi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 (2)
Коэффициенты трансформации приняты на уровне максимально установленных значений, т.е. 0.8 - для NO EQ \s\do5(2) и 0.13 - для NO
Примесь:0337 Углерод оксид (594)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 5.3 * 736 / 3600 = 1.083555556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 22 * 87.3 / 1000 = 1.9206
Примесь:0301 Азота (IV) диоксид (4)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.8 = (8.4 * 736 / 3600) * 0.8 = 1.373866667
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.8 = (35 * 87.3 / 1000) * 0.8 = 2.4444
Примесь:2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 2.4 * 736 / 3600 = 0.490666667
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 10 * 87.3 / 1000 = 0.873
Примесь:0328 Углерод (593)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.35 * 736 / 3600 = 0.071555556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 1.5 * 87.3 / 1000 = 0.13095
Примесь:0330 Сера диоксид (526)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 1.4 * 736 / 3600 = 0.286222222
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 6 * 87.3 / 1000 = 0.5238
Примесь:1325 Формальдегид (619)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.1 * 736 / 3600 = 0.020444444
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.4 * 87.3 / 1000 = 0.03492
Примесь:0703 Бенз/а/пирен (54)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.000011 * 736 / 3600 = 0.000002249
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.000045 * 87.3 / 1000 = 0.000003929
Примесь:0304 Азот (II) оксид (6)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.13 = (8.4 * 736 / 3600) * 0.13 = 0.223253333
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.13 = (35 * 87.3 / 1000) * 0.13 = 0.397215
Итого выбросы по веществам:
Код
Примесь
г/сек
без
очистки т/год
без
очистки %
очистки
г/сек
c
очисткой т/год
c
очисткой
0301 Азота (IV) диоксид (4) 1.3738667 2.4444 0 1.3738667 2.4444
0304 Азот (II) оксид(6) 0.2232533 0.397215 0 0.2232533 0.397215
0328 Углерод (593) 0.0715556 0.13095 0 0.0715556 0.13095
0330 Сера диоксид (526) 0.2862222 0.5238 0 0.2862222 0.5238
0337 Углерод оксид (594) 1.0835556 1.9206 0 1.0835556 1.9206
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.0000022 0.0000039 0 0.0000022 0.0000039
1325 Формальдегид (619) 0.0204444 0.03492 0 0.0204444 0.03492
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.4906667 0.873 0 0.4906667 0.873
Источник загрязнения 0005, Дизельгенератор резервный B8L-160
______________________________________________________________________
Список литературы:
1."Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок. РНД 211.2.02.04-2004". Астана, 2004 г.
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Исходные данные:
Производитель стационарной дизельной установки (СДУ): отечественный
Расход топлива стационарной дизельной установки за год B EQ \s\do5(год) , т, 4
Эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки P EQ \s\do5(э) , кВт, 73.6
Удельный расход топлива на экспл./номин. режиме работы двигателя b EQ \s\do5(э) , г/кВт*ч, 250
Температура отработавших газов T EQ \s\do5(ог) , K, 400
Используемая природоохранная технология: процент очистки указан самостоятельно
1.Оценка расхода и температуры отработавших газов
Расход отработавших газов G EQ \s\do5(ог) , кг/с:
G EQ \s\do5(ог) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * b EQ \s\do6(э) * P EQ \s\do6(э) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * 250 * 73.6 = 0.160448 (А.3)
Удельный вес отработавших газов SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) , кг/м EQ \s\up5(3) :
SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) = 1.31 / (1 + T EQ \s\do6(ог) / 273) = 1.31 / (1 + 400 / 273) = 0.531396731 (А.5)
где 1.31 - удельный вес отработавших газов при температуре, равной 0 гр.C, кг/м EQ \s\up5(3) ;
Объемный расход отработавших газов Q EQ \s\do5(ог) , м EQ \s\up5(3) /с:
Q EQ \s\do5(ог) = G EQ \s\do6(ог) / SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do6(ог) = 0.160448 / 0.531396731 = 0.30193637 (А.4)
2.Расчет максимального из разовых и валового выбросов
Таблица значений выбросов e EQ \s\do5(мi) г/кВт*ч стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 6.2 9.6 2.9 0.5 1.2 0.12 1.2E-5
Таблица значений выбросов q EQ \s\do5(эi) г/кг.топл. стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 26 40 12 2 5 0.5 5.5E-5
Расчет максимального из разовых выброса M EQ \s\do5(i) , г/с:
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 (1)
Расчет валового выброса W EQ \s\do5(i) , т/год:
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(эi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 (2)
Коэффициенты трансформации приняты на уровне максимально установленных значений, т.е. 0.8 - для NO EQ \s\do5(2) и 0.13 - для NO
Примесь:0337 Углерод оксид (594)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 6.2 * 73.6 / 3600 = 0.126755556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 26 * 4 / 1000 = 0.104
Примесь:0301 Азота (IV) диоксид (4)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.8 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.8 = 0.157013333
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.8 = (40 * 4 / 1000) * 0.8 = 0.128
Примесь:2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 2.9 * 73.6 / 3600 = 0.059288889
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 12 * 4 / 1000 = 0.048
Примесь:0328 Углерод (593)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.5 * 73.6 / 3600 = 0.010222222
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 2 * 4 / 1000 = 0.008
Примесь:0330 Сера диоксид (526)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 1.2 * 73.6 / 3600 = 0.024533333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 5 * 4 / 1000 = 0.02
Примесь:1325 Формальдегид (619)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.12 * 73.6 / 3600 = 0.002453333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.5 * 4 / 1000 = 0.002
Примесь:0703 Бенз/а/пирен (54)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.000012 * 73.6 / 3600 = 0.000000245
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.000055 * 4 / 1000 = 0.00000022
Примесь:0304 Азот (II) оксид (6)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.13 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.13 = 0.025514667
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.13 = (40 * 4 / 1000) * 0.13 = 0.0208
Итого выбросы по веществам:
Код
Примесь
г/сек
без
очистки т/год
без
очистки %
очистки
г/сек
c
очисткой т/год
c
очисткой
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.1570133 0.128 0 0.1570133 0.128
0304 Азот (II) оксид(6) 0.0255147 0.0208 0 0.0255147 0.0208
0328 Углерод (593) 0.0102222 0.008 0 0.0102222 0.008
0330 Сера диоксид (526) 0.0245333 0.02 0 0.0245333 0.02
0337 Углерод оксид (594) 0.1267556 0.104 0 0.1267556 0.104
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.0000002 0.0000002 0 0.0000002 0.0000002
1325 Формальдегид (619) 0.0024533 0.002 0 0.0024533 0.002
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0592889 0.048 0 0.0592889 0.048
Источник загрязнения 0006-0007, Дизельгенератор DBL-372
Список литературы:
1."Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок. РНД 211.2.02.04-2004". Астана, 2004 г.
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Исходные данные:
Производитель стационарной дизельной установки (СДУ): отечественный
Расход топлива стационарной дизельной установки за год B EQ \s\do5(год) , т, 67.87
Эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки P EQ \s\do5(э) , кВт, 73.6
Удельный расход топлива на экспл./номин. режиме работы двигателя b EQ \s\do5(э) , г/кВт*ч, 188.2
Температура отработавших газов T EQ \s\do5(ог) , K, 400
Используемая природоохранная технология: процент очистки указан самостоятельно
1.Оценка расхода и температуры отработавших газов
Расход отработавших газов G EQ \s\do5(ог) , кг/с:
G EQ \s\do5(ог) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * b EQ \s\do6(э) * P EQ \s\do6(э) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * 188.2 * 73.6 = 0.120785254 (А.3)
Удельный вес отработавших газов SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) , кг/м EQ \s\up5(3) :
SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) = 1.31 / (1 + T EQ \s\do6(ог) / 273) = 1.31 / (1 + 400 / 273) = 0.531396731 (А.5)
где 1.31 - удельный вес отработавших газов при температуре, равной 0 гр.C, кг/м EQ \s\up5(3) ;
Объемный расход отработавших газов Q EQ \s\do5(ог) , м EQ \s\up5(3) /с:
Q EQ \s\do5(ог) = G EQ \s\do6(ог) / SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do6(ог) = 0.120785254 / 0.531396731 = 0.227297699 (А.4)
2.Расчет максимального из разовых и валового выбросов
Таблица значений выбросов e EQ \s\do5(мi) г/кВт*ч стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 6.2 9.6 2.9 0.5 1.2 0.12 1.2E-5
Таблица значений выбросов q EQ \s\do5(эi) г/кг.топл. стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 26 40 12 2 5 0.5 5.5E-5
Расчет максимального из разовых выброса M EQ \s\do5(i) , г/с:
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 (1)
Расчет валового выброса W EQ \s\do5(i) , т/год:
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(эi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 (2)
Коэффициенты трансформации приняты на уровне максимально установленных значений, т.е. 0.8 - для NO EQ \s\do5(2) и 0.13 - для NO
Примесь:0337 Углерод оксид (594)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 6.2 * 73.6 / 3600 = 0.126755556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 26 * 67.87 / 1000 = 1.76462
Примесь:0301 Азота (IV) диоксид (4)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.8 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.8 = 0.157013333
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.8 = (40 * 67.87 / 1000) * 0.8 = 2.17184
Примесь:2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 2.9 * 73.6 / 3600 = 0.059288889
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 12 * 67.87 / 1000 = 0.81444
Примесь:0328 Углерод (593)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.5 * 73.6 / 3600 = 0.010222222
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 2 * 67.87 / 1000 = 0.13574
Примесь:0330 Сера диоксид (526)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 1.2 * 73.6 / 3600 = 0.024533333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 5 * 67.87 / 1000 = 0.33935
Примесь:1325 Формальдегид (619)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.12 * 73.6 / 3600 = 0.002453333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.5 * 67.87 / 1000 = 0.033935
Примесь:0703 Бенз/а/пирен (54)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.000012 * 73.6 / 3600 = 0.000000245
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.000055 * 67.87 / 1000 = 0.000003733
Примесь:0304 Азот (II) оксид (6)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.13 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.13 = 0.025514667
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.13 = (40 * 67.87 / 1000) * 0.13 = 0.352924
Итого выбросы по веществам:
Код
Примесь
г/сек
без
очистки т/год
без
очистки %
очистки
г/сек
c
очисткой т/год
c
очисткой
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.1570133 2.17184 0 0.1570133 2.17184
0304 Азот (II) оксид(6) 0.0255147 0.352924 0 0.0255147 0.352924
0328 Углерод (593) 0.0102222 0.13574 0 0.0102222 0.13574
0330 Сера диоксид (526) 0.0245333 0.33935 0 0.0245333 0.33935
0337 Углерод оксид (594) 0.1267556 1.76462 0 0.1267556 1.76462
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.0000002 0.0000037 0 0.0000002 0.0000037
1325 Формальдегид (619) 0.0024533 0.033935 0 0.0024533 0.033935
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0592889 0.81444 0 0.0592889 0.81444
Источник загрязнения 0011-0015, Цементировочный агрегат, «ЦА-400 А»
Список литературы:
1."Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок. РНД 211.2.02.04-2004". Астана, 2004 г.
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Исходные данные:
Производитель стационарной дизельной установки (СДУ): отечественный
Расход топлива стационарной дизельной установки за год B EQ \s\do5(год) , т, 5
Эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки P EQ \s\do5(э) , кВт, 73.6
Удельный расход топлива на экспл./номин. режиме работы двигателя b EQ \s\do5(э) , г/кВт*ч, 250
Температура отработавших газов T EQ \s\do5(ог) , K, 400
Используемая природоохранная технология: процент очистки указан самостоятельно
1.Оценка расхода и температуры отработавших газов
Расход отработавших газов G EQ \s\do5(ог) , кг/с:
G EQ \s\do5(ог) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * b EQ \s\do6(э) * P EQ \s\do6(э) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * 250 * 73.6 = 0.160448 (А.3)
Удельный вес отработавших газов SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) , кг/м EQ \s\up5(3) :
SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) = 1.31 / (1 + T EQ \s\do6(ог) / 273) = 1.31 / (1 + 400 / 273) = 0.531396731 (А.5)
где 1.31 - удельный вес отработавших газов при температуре, равной 0 гр.C, кг/м EQ \s\up5(3) ;
Объемный расход отработавших газов Q EQ \s\do5(ог) , м EQ \s\up5(3) /с:
Q EQ \s\do5(ог) = G EQ \s\do6(ог) / SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do6(ог) = 0.160448 / 0.531396731 = 0.30193637 (А.4)
2.Расчет максимального из разовых и валового выбросов
Таблица значений выбросов e EQ \s\do5(мi) г/кВт*ч стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 6.2 9.6 2.9 0.5 1.2 0.12 1.2E-5
Таблица значений выбросов q EQ \s\do5(эi) г/кг.топл. стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 26 40 12 2 5 0.5 5.5E-5
Расчет максимального из разовых выброса M EQ \s\do5(i) , г/с:
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 (1)
Расчет валового выброса W EQ \s\do5(i) , т/год:
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(эi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 (2)
Коэффициенты трансформации приняты на уровне максимально установленных значений, т.е. 0.8 - для NO EQ \s\do5(2) и 0.13 - для NO
Примесь:0337 Углерод оксид (594)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 6.2 * 73.6 / 3600 = 0.126755556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 26 * 5 / 1000 = 0.13
Примесь:0301 Азота (IV) диоксид (4)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.8 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.8 = 0.157013333
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.8 = (40 * 5 / 1000) * 0.8 = 0.16
Примесь:2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 2.9 * 73.6 / 3600 = 0.059288889
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 12 * 5 / 1000 = 0.06
Примесь:0328 Углерод (593)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.5 * 73.6 / 3600 = 0.010222222
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 2 * 5 / 1000 = 0.01
Примесь:0330 Сера диоксид (526)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 1.2 * 73.6 / 3600 = 0.024533333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 5 * 5 / 1000 = 0.025
Примесь:1325 Формальдегид (619)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.12 * 73.6 / 3600 = 0.002453333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.5 * 5 / 1000 = 0.0025
Примесь:0703 Бенз/а/пирен (54)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.000012 * 73.6 / 3600 = 0.000000245
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.000055 * 5 / 1000 = 0.000000275
Примесь:0304 Азот (II) оксид (6)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.13 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.13 = 0.025514667
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.13 = (40 * 5 / 1000) * 0.13 = 0.026
Итого выбросы по веществам:
Код
Примесь
г/сек
без
очистки т/год
без
очистки %
очистки
г/сек
c
очисткой т/год
c
очисткой
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.1570133 0.16 0 0.1570133 0.16
0304 Азот (II) оксид(6) 0.0255147 0.026 0 0.0255147 0.026
0328 Углерод (593) 0.0102222 0.01 0 0.0102222 0.01
0330 Сера диоксид (526) 0.0245333 0.025 0 0.0245333 0.025
0337 Углерод оксид (594) 0.1267556 0.13 0 0.1267556 0.13
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.0000002 0.0000003 0 0.0000002 0.0000003
1325 Формальдегид (619) 0.0024533 0.0025 0 0.0024533 0.0025
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0592889 0.06 0 0.0592889 0.06
Источник загрязнения 0016, Факельная установка
______________________________________________________________________
Список литературы:
1."Методика расчета параметров выбросов и валовых выбросов вредных веществ от факельных установок сжигания углеводородных смесей". Министерство охраны окружающей среды РК. РНД. Астана 2008г.
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Наименование: Факельная установка
Тип: Высотная
Тип сжигаемой смеси: Некондиционная газовая и газоконденсатная смесь
Тип месторождения: сернистое
1.РАСЧЕТ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ
Таблица процентного содержания составляющих смеси.
Состав смеси задавался в объемных долях.
Компонент [%]об. [%]мас. Молек.мас. Плотность
Метан(CH4) 81.82 61.4435703 16.043 0.7162
Этан(C2H6) 4.7 6.61549995 30.07 1.3424
Пропан(C3H8) 3.06 6.316287 44.097 1.9686
Бутан(C4H10) 3.06 8.32546127 58.124 2.5948
Пентан(C5H12) 3.06 10.3346355 72.151 3.2210268
Азот(N2) 2.25 2.95066586 28.016 1.2507
Диоксид углерода(CO2) 0.38 0.78284578 44.011 1.9648
Сероводород(H2S) 0.8 1.27628141 34.082 1.5215
Меркаптаны(RSH) 0.87 1.95475294 48 2.1429
Молярная масса смеси M, кг/моль (прил.3,(5)): 21.3633136
Плотность сжигаемой смеси R EQ \s\do5(о) , кг/м EQ \s\up5(3) : 0.7
Показатель адиабаты K (23):
K = EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) (K EQ \s\do6(i) * [i] EQ \s\do6(о) ) = 1.229998
где (K EQ \s\do5(i) ) - показатель адиабаты для индивидуальных углеводородов;
[i] EQ \s\do5(о) - объемные единицы составляющих смеси, %;
Скорость распространения звука в смеси W EQ \s\do5(зв) , м/с (прил.6):
W EQ \s\do5(зв) = 91.5 * (K * (T EQ \s\do6(о) + 273) / M) EQ \s\up6(0.5) = 91.5 * (1.229998 * (800 + 273) / 21.3633136) EQ \s\up6(0.5) = 719.182067
где T EQ \s\do5(о) - температура смеси, град.C;
Объемный расход B, м EQ \s\up5(3) /с: 0.0017
Скорость истечения смеси W EQ \s\do5(ист) , м/с (3):
W EQ \s\do5(ист) = 4 * B / (pi * d EQ \s\up6(2) ) = 4 * 0.0017 / (3.14159265 * 0.5 EQ \s\up6(2) ) = 0.00865803
Массовый расход G, г/с (2):
G = 1000 * B * R EQ \s\do6(о) = 1000 * 0.0017 * 0.7 = 1.19
Проверка условия бессажевого горения, т.к. W EQ \s\do5(ист) /W EQ \s\do5(зв) = 0.00001204 < 0.2 , горение сажевое.
2.РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
Полнота сгорания углеводородной смеси n: 0.9984
Массовое содержание углерода [C] EQ \s\do5(м) , % (прил.3,(8)):
[C] EQ \s\do5(м) = 100 * 12 * EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) (x EQ \s\do6(i) * [i] EQ \s\do6(о) ) / ((100-[нег] EQ \s\do6(о) ) * M) = 100 * 12 * EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) (x EQ \s\do6(i) * [i] EQ \s\do6(о) ) / ((100-0) * 21.3633136) = 72.5673942
где x EQ \s\do5(i) - число атомов углерода;
[нег] EQ \s\do5(о) - общее содержание негорючих примесей, %: ;
величиной [нег] EQ \s\do5(о) можно пренебречь, т.к. ее значение не превышает 3%;
Расчет мощности выброса метана, оксида углерода, диоксида азота, сажи M EQ \s\do5(i) , г/с: (1)
M EQ \s\do5(i) = УВ EQ \s\do6(i) * G
где УВ EQ \s\do5(i) - удельные выбросы вредных веществ, г/г;
Код Примесь УВ г/г M г/с
0337 Углерод оксид (594) 0.02 0.0238000
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.003 0.0035700
0410 Метан (734*) 0.0005 0.0005950
0328 Углерод (593) 0.002 0.0023800
Мощность выброса диоксида углерода M EQ \s\do5(co2) , г/с (6):
M EQ \s\do5(co2) = 0.01 * G * (3.67 * n * [C] EQ \s\do6(м) + [CO2] EQ \s\do6(м) )-M EQ \s\do6(co) -M EQ \s\do6(ch4) -M EQ \s\do6(c) = 0.01 * 1.1900000 * (3.67 * 0.9984000 * 72.5673942 + 0.7828458)-0.0238000-0.0005950-0.0023800 = 3.1467059
где [CO2] EQ \s\do5(м) - массовое содержание диоксида углерода, %;
M EQ \s\do5(co) - мощность выброса оксида углерода, г/с;
M EQ \s\do5(ch4) - мощность выброса метана, г/с;
M EQ \s\do5(c) - мощность выброса сажи, г/с;
Массовое содержание серы [S] EQ \s\do5(м) , %:
[S] EQ \s\do5(м) = EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) ([i] EQ \s\do6(м) * A EQ \s\do6(s) * x EQ \s\do6(i) / M EQ \s\do6(s) ) = EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) ([i] EQ \s\do6(м) * 32.066 * x EQ \s\do6(i) / M EQ \s\do6(s) ) = 2.50664392
где A EQ \s\do5(s) - атомная масса серы;
x EQ \s\do5(i) - количество атомов серы;
M EQ \s\do5(s) - молярная масса составляющей смеси содержащая атомы серы;
[i] EQ \s\do5(м) - массовые единицы составляющих смеси, %;
Мощность выброса диоксида серы M EQ \s\do5(so2) , г/с (7):
M EQ \s\do5(so2) = 0.02 * [S] EQ \s\do6(м) * G * n = 0.02 * 2.50664392 * 1.19 * 0.9984 = 0.05956267
Мощность выброса сероводорода M EQ \s\do5(h2s) , г/с (8):
M EQ \s\do5(h2s) = 0.01 * [H2S] EQ \s\do6(м) * G * (1-n) = 0.01 * 1.27628141 * 1.19 * (1-0.9984) = 0.0000243
Мощность выброса меркаптана M EQ \s\do5(rsh) , г/с (9):
M EQ \s\do5(rsh) = 0.01 * [RSH] EQ \s\do6(м) * G * (1-n) = 0.01 * 1.95475294 * 1.19 * (1-0.9984) = 0.00003722
3.РАСЧЕТ ТЕМПЕРАТУРЫ ВЫБРАСЫВАЕМОЙ ГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ
Низшая теплота сгорания Q EQ \s\do5(нг) , ккал/м EQ \s\up5(3) (прил.3,(1)):
Q EQ \s\do5(нг) = 85.5 * [CH4] EQ \s\do6(о) + 152 * [C2H6] EQ \s\do6(о) + 218 * [C3H8] EQ \s\do6(о) + 283 * [C4H10] EQ \s\do6(о) + 349 * [C5H12] EQ \s\do6(о) + 56 * [H2S] EQ \s\do6(о) = 85.5 * 81.82 + 152 * 4.7 + 218 * 3.06 + 283 * 3.06 + 349 * 3.06 + 56 * 0.8 = 10355.81
где [CH2] EQ \s\do5(о) - содержание метана, %;
[C2H6] EQ \s\do5(о) - содержание этана, %;
[C3H8] EQ \s\do5(о) - содержание пропана, %;
[C4H10] EQ \s\do5(о) - содержание бутана, %;
[C5H12] EQ \s\do5(о) - содержание пентана, %;
Доля энергии теряемая за счет излучения E (11):
E = 0.048 * (M) EQ \s\up6(0.5) = 0.048 * (21.3633136) EQ \s\up6(0.5) = 0.22185823
Объемное содержание кислорода [O2] EQ \s\do5(о) , %:
[O2] EQ \s\do5(о) = EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) ([i] EQ \s\do6(о) * A EQ \s\do6(o) * x EQ \s\do6(i) / M EQ \s\do6(o) ) = EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) ([i] EQ \s\do6(о) * 16 * x EQ \s\do6(i) / M EQ \s\do6(o) ) = 0.27629456
где A EQ \s\do5(o) - атомная масса кислорода;
x EQ \s\do5(i) - количество атомов кислорода;
M EQ \s\do5(o) - молярная масса составляющей смеси содержащая атомы кислорода;
Стехиометрическое количество воздуха для сжигания 1 м EQ \s\up5(3) углеводородной смеси и природного газа V EQ \s\do5(o) , м EQ \s\up5(3) /м EQ \s\up5(3) (13):
V EQ \s\do5(o) = 0.0476 * (1.5 * [H2S] EQ \s\do6(о) + EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) ((x + y / 4) * [CxHy] EQ \s\do6(о) )-[O2] EQ \s\do6(о) ) = 0.0476 * (1.5 * 0.8 + EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) ((x + y / 4) * [CxHy] EQ \s\do6(о) )-0.27629456) = 11.4565444
где x - число атомов углерода;
y - число атомов водорода;
Количество газовоздушной смеси, полученное при сжигании 1 м EQ \s\up5(3) углеводородной смеси и природного газа V EQ \s\do5(пс) , м EQ \s\up5(3) /м EQ \s\up5(3) (12):
V EQ \s\do5(пс) = 1 + V EQ \s\do6(o) = 1 + 11.4565444 = 12.4565444
Предварительная теплоемкость газовоздушной смеси C EQ \s\do5(пс) , ккал/(м EQ \s\up5(3) *град.С): 0.4
Ориентировочное значение температуры горения Т EQ \s\do5(г) , град.С (10):
Т EQ \s\do5(г) = Т EQ \s\do6(о) + (Q EQ \s\do6(нг) * (1-E) * n) / (V EQ \s\do6(пс) * C EQ \s\do6(пс) ) = 800 + (10355.81 * (1-0.22185823) * 0.9984) / (12.4565444 * 0.4) = 2414.69241
где T EQ \s\do5(o) - температура смеси или газа, град.C;
Уточнённая теплоемкость газовоздушной смеси C EQ \s\do5(пс) , ккал/(м EQ \s\up5(3) *град.С):0.4
Температура горения Т EQ \s\do5(г) , град.С (10):
Т EQ \s\do5(г) = Т EQ \s\do6(о) + (Q EQ \s\do6(нг) * (1-E) * n) / (V EQ \s\do6(пс) * C EQ \s\do6(пс) ) = 800 + (10355.81 * (1-0.22185823) * 0.9984) / (12.4565444 * 0.4) = 2414.69241
4.РАСЧЕТ РАСХОДА ВЫБРАСЫВАЕМОЙ ГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ
Расход выбрасываемой в атмосферу газовоздушной смеси V EQ \s\do5(1) , м EQ \s\up5(3) /c (14):
V EQ \s\do5(1) = B * V EQ \s\do6(пс) * (273 + T EQ \s\do6(г) ) / 273 = 0.0017 * 12.4565444 * (273 + 2414.69241) / 273 = 0.20847953
Длина факела L EQ \s\do5(фн) , м:
L EQ \s\do5(фн) = 15 * d = 15 * 0.5 = 7.5
Высота источника выброса вредных веществ H, м (16):
H = L EQ \s\do6(фн) + h EQ \s\do6(в) = 7.5 + 3 = 10.5
где h EQ \s\do5(в) - высота факельной установки от уровня земли, м;
5.РАСЧЕТ СРЕДНЕЙ СКОРОСТИ ПОСТУПЛЕНИЯ В АТМОСФЕРУ ГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ ИЗ ИСТОЧНИКА ВЫБРОСА (W EQ \s\do5(o) )
Диаметр факела D EQ \s\do5(ф) , м (29):
D EQ \s\do5(ф) = 0.14 * L EQ \s\do6(фн) + 0.49 * d = 0.14 * 7.5 + 0.49 * 0.5 = 1.295
Средняя скорость поступления в атмосферу газовоздушной смеси (W EQ \s\do5(o) ), (м/с):
W EQ \s\do5(o) = 1.27 * V EQ \s\do6(1) / D EQ \s\do6(ф) EQ \s\up6(2) = 1.27 * 0.20847953 / 1.295 EQ \s\up6(2) = 0.15788018
6.РАСЧЕТ ВАЛОВЫХ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
Валовый выброс i-ого вредного вещества рассчитывается по формуле П EQ \s\do5(i) , т/год (30):
П EQ \s\do5(i) = 0.0036 * SYMBOL 61472 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT * M EQ \s\do6(i)
где t - продолжительность работы факельной установки, ч/год: 970;
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0337 Углерод оксид (594) 0.0238 0.0831096
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.00357 0.01246644
0410 Метан (734*) 0.000595 0.00207774
0328 Углерод (593) 0.00238 0.00831096
0380 Диоксид углерода 3.1467059 10.988297
0330 Сера диоксид (526) 0.05956267 0.20799285
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.0000243 0.00008486
1715 Меркаптаны 0.00003722 0.00012997
Источник загрязнения 6004, Емкость для хранения дизельного топлива
Список литературы:
Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Расчеты по п. 6-8
Нефтепродукт, NP = Дизельное топливо
Климатическая зона: третья - южные области РК (прил. 17)
Концентрация паров нефтепродуктов в резервуаре, г/м3(Прил. 12), C = 3.92
Средний удельный выброс в осенне-зимний период, г/т(Прил. 12), YY = 2.36
Количество закачиваемой в резервуар жидкости в осенне-зимний период, т, BOZ = 274.36
Средний удельный выброс в веcенне-летний период, г/т(Прил. 12), YYY = 3.15
Количество закачиваемой в резервуар жидкости в весенне-летний период, т, BVL = 274.36
Объем паровоздушной смеси, вытесняемый из резервуара во время его закачки, м3/ч, VC = 1.5
Коэффициент(Прил. 12), KNP = 0.0029
Режим эксплуатации: "буферная емкость" (все типы резервуаров)
Объем одного резервуара данного типа, м3, VI = 100
Количество резервуаров данного типа, NR = 5
Количество групп одноцелевых резервуаров на предприятии, KNR = 1
Категория веществ: А, Б, В
Конструкция резервуаров: Наземный вертикальный
Значение Kpmax для этого типа резервуаров(Прил. 8), KPM = 0.1
Значение Kpsr для этого типа резервуаров(Прил. 8), KPSR = 0.1
Количество выделяющихся паров нефтепродуктов
при хранении в одном резервуаре данного типа, т/год(Прил. 13), GHRI = 0.27
GHR = GHR + GHRI · KNP · NR = 0 + 0.27 · 0.0029 · 5 = 0.003915
Коэффициент , KPSR = 0.1
Коэффициент, KPMAX = 0.1
Общий объем резервуаров, м3, V = 500
Сумма Ghri*Knp*Nr, GHR = 0.003915
Максимальный из разовых выброс, г/с (6.2.1), G = C · KPMAX · VC / 3600 = 3.92 · 0.1 · 1.5 / 3600 = 0.0001633
Среднегодовые выбросы, т/год (6.2.2), M = (YY · BOZ + YYY · BVL) · KPMAX · 10 EQ \s\up6((-6)) + GHR = (2.36 · 274.36 + 3.15 · 274.36) · 0.1 · 10 EQ \s\up6((-6)) + 0.003915 = 0.00407
Примесь: 2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 99.72
Валовый выброс, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 99.72 · 0.00407 / 100 = 0.00406
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 99.72 · 0.0001633 / 100 = 0.000163
Примесь: 0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.28
Валовый выброс, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.28 · 0.00407 / 100 = 0.0000114
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.28 · 0.0001633 / 100 = 0.000000457
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.00000046 0.0000114
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.000163 0.00406
Источник загрязнения 6008, Насос для перекачки нефти
Список литературы:
"Сборник методик по расчету выбросов вредных в атмосферу
различными производствами". Алматы, КазЭКОЭКСП, 1996 г.
п.5.3. Методика по расчету норм естественной убыли углеводородов
в атмосферу на предприятиях нефтепродуктов
Расчет по пункту Выбросы при работе теплообменной аппаратуры и средств перекачки (табл. 5.4)
Вид нефтепродукта или средняя температура жидкости: Нефть, мазут и жидкости с температурой кипения >300 гр.С
Наименование аппаратуры или средства перекачки: Насос центробежный с одним торцевым уплотнением вала
Примесь: 2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
Удельный выброс, кг/час(табл. 5.4), Q = 0.02
Общее количество аппаратуры или средств перекачки, шт., N1 = 1
Одновременно работающее количество аппаратуры или средств перекачки, шт., NN1 = 1
Время работы одной единицы оборудования, час/год, _T_ = 969.6
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = Q · NN1 / 3.6 = 0.02 · 1 / 3.6 = 0.00556
Валовый выброс, т/год, _M_ = (Q · N1 · _T_) / 1000 = (0.02 · 1 · 969.6) / 1000 = 0.0194
Итого:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.00556 0.0194
Источник загрязнения 6009, Насос для перекачки дизельного топлива
Список литературы:
"Сборник методик по расчету выбросов вредных в атмосферу
различными производствами". Алматы, КазЭКОЭКСП, 1996 г.
п.5.3. Методика по расчету норм естественной убыли углеводородов
в атмосферу на предприятиях нефтепродуктов
Расчет по пункту Выбросы при работе теплообменной аппаратуры и средств перекачки (табл. 5.4)
Вид нефтепродукта или средняя температура жидкости: Керосин, дизтопливо и жидкости с температурой кипения 120-300 гр.С
Наименование аппаратуры или средства перекачки: Насос центробежный с одним торцевым уплотнением вала
Примесь: 2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
Удельный выброс, кг/час(табл. 5.4), Q = 0.04
Общее количество аппаратуры или средств перекачки, шт., N1 = 1
Одновременно работающее количество аппаратуры или средств перекачки, шт., NN1 = 1
Время работы одной единицы оборудования, час/год, _T_ = 969.24
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = Q · NN1 / 3.6 = 0.04 · 1 / 3.6 = 0.0111
Валовый выброс, т/год, _M_ = (Q · N1 · _T_) / 1000 = (0.04 · 1 · 969.24) / 1000 = 0.0388
Итого:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0111 0.0388
Источник загрязнения 6013, Площадка налива нефти
Список литературы:
Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Расчеты по п 5.
Вид выброса, VV = Выбросы паров нефти и бензинов
Нефтепродукт, NPNAME = Сырая нефть
Минимальная температура смеси, гр.C, TMIN = -2
Коэффициент Kt (Прил.7), KT = 0.27
KTMIN = 0.27
Максимальная температура смеси, гр.C, TMAX = 90
Коэффициент Kt (Прил.7), KT = 1.08
KTMAX = 1.08
Режим эксплуатации, _NAME_ = "буферная емкость" (все типы резервуаров)
Конструкция резервуаров, _NAME_ = Наземный горизонтальный
Объем одного резервуара данного типа, м3, VI = 1000
Количество резервуаров данного типа, NR = 1
Количество групп одноцелевых резервуаров, KNR = 1
Категория веществ, _NAME_ = А, Б, В
Значение Kpsr(Прил.8), KPSR = 0.1
Значение Kpmax(Прил.8), KPM = 0.1
Коэффициент , KPSR = 0.1
Коэффициент, KPMAX = 0.1
Общий объем резервуаров, м3, V = 1000
Количество жидкости закачиваемое в резервуар в течении года, т/год, B = 6060
Плотность смеси, т/м3, RO = 0.73
Годовая оборачиваемость резервуара (5.1.8), NN = B / (RO · V) = 6060 / (0.73 · 1000) = 8.3
Коэффициент (Прил. 10), KOB = 2.5
Максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой
из резервуара во время его закачки, м3/час, VCMAX = 0.5
Расчет для летнего сорта нефти (бензина)
Давление паров летнего сорта, мм.рт.ст., PL = 445
Температура начала кипения смеси, гр.C, TKIP = 90
Молекулярная масса паров смеси, кг/кмоль, MRS = 0.6 · TKIP + 45 = 0.6 · 90 + 45 = 99
Молекулярная масса паров летнего сорта, кг/кмоль, MRL = 99
Расчет для зимнего сорта нефти (бензина)
Давление паров зимнего сорта, мм.рт.ст., PZ = 545
Температура начала кипения смеси, гр.C, TKIP = 90
Молекулярная масса паров смеси, кг/кмоль, MRS = 0.6 · TKIP + 45 = 0.6 · 90 + 45 = 99
Молекулярная масса паров зимнего сорта, кг/кмоль, MRZ = 99
Коэффициент, KB = 1
M = (PL · KTMAX · KB · MRL) + (PZ · KTMIN · MRZ) = (445 · 1.08 · 1 · 99) + (545 · 0.27 · 99) = 62147.3
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.3), M = M · 0.294 · KPSR · KOB · B / (10 EQ \s\up6(7) · RO) = 62147.3 · 0.294 · 0.1 · 2.5 · 6060 / (10 EQ \s\up6(7) · 0.73) = 3.79
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.1), G = 0.163 · PL · MRL · KTMAX · KPMAX · KB · VCMAX / 10 EQ \s\up6(4) = 0.163 · 445 · 99 · 1.08 · 0.1 · 1 · 0.5 / 10 EQ \s\up6(4) = 0.0388
Примесь: 0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 72.46
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 72.46 · 3.79 / 100 = 2.746
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 72.46 · 0.0388 / 100 = 0.0281
Примесь: 0416 Смесь углеводородов предельных С6-С10 (1532*, 1540*)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 26.8
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 26.8 · 3.79 / 100 = 1.016
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 26.8 · 0.0388 / 100 = 0.0104
Примесь: 0602 Бензол (64)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.35
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.35 · 3.79 / 100 = 0.01327
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.35 · 0.0388 / 100 = 0.0001358
Примесь: 0621 Метилбензол (353)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.22
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.22 · 3.79 / 100 = 0.00834
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.22 · 0.0388 / 100 = 0.0000854
Примесь: 0616 Диметилбензол (смесь о-, м-, п- изомеров) (203)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.11
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.11 · 3.79 / 100 = 0.00417
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.11 · 0.0388 / 100 = 0.0000427
Примесь: 0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.06
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.06 · 3.79 / 100 = 0.002274
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.06 · 0.0388 / 100 = 0.0000233
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.0000233 0.002274
0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*) 0.0281 2.746
0416 Смесь углеводородов предельных С6-С10 (1532*, 1540*) 0.0104 1.016
0602 Бензол (64) 0.0001358 0.01327
0616 Диметилбензол (смесь о-, м-, п- изомеров) (203) 0.0000427 0.00417
0621 Метилбензол (353) 0.0000854 0.00834
Источник загрязнения 6014, Устье скважины
Список литературы:
1. Методика расчетов выбросов в окружающую среду от неорганизованных источников АО "Казтрансойла" Астана, 2005 (п.6.1, 6.2, 6.3 и 6.4)
2. Методическое пособие по расчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух (дополненное и переработанное), CПб, НИИ Атмосфера, 2005
3. Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Наименование оборудования: Предохранительные клапаны (тяжелые углеводороды)
Наименование технологического потока: Неочищенный нефтяной газ
Расчетная величина утечки, кг/с(Прил.Б1), Q = 0.111024
Расчетная доля уплотнений, потерявших герметичность, доли единицы(Прил.Б1), X = 0.35
Общее количество данного оборудования, шт., N = 1
Среднее время работы данного оборудования, час/год, _T_ = 969
Суммарная утечка всех компонентов, кг/час (6.1), G = X · Q · N = 0.35 · 0.111024 · 1 = 0.03886
Суммарная утечка всех компонентов, г/с, G = G / 3.6 = 0.03886 / 3.6 = 0.0108
Примесь: 0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 63.39
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 63.39 / 100 = 0.00685
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00685 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0239
Примесь: 0410 Метан (734*)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 14.12
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 14.12 / 100 = 0.001525
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.001525 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00532
Примесь: 0412 Изобутан (282)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 3.82
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 3.82 / 100 = 0.0004126
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0004126 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00144
Примесь: 0405 Пентан (458)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 2.65
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 2.65 / 100 = 0.000286
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.000286 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.000998
Примесь: 0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 2.68
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 2.68 / 100 = 0.0002894
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0002894 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00101
Сводная таблица расчетов:
Оборудов.
Технологич.
поток Общее кол-
во, шт. Время ра-
боты, ч/г
Предохранительные клапаны (тяжелые углеводороды) Неочищенный нефтяной газ 1 969
Итоговая таблица:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.0002894 0.00101
0405 Пентан (458) 0.000286 0.000998
0410 Метан (734*) 0.001525 0.00532
0412 Изобутан (282) 0.0004126 0.00144
0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*) 0.00685 0.0239
Источник загрязнения 6015, Нефтегазосепаратор (НГС)
Список литературы:
1. Методика расчетов выбросов в окружающую среду от неорганизованных источников АО "Казтрансойла" Астана, 2005 (п.6.1, 6.2, 6.3 и 6.4)
2. Методическое пособие по расчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух (дополненное и переработанное), CПб, НИИ Атмосфера, 2005
3. Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Наименование оборудования: Предохранительные клапаны (тяжелые углеводороды)
Наименование технологического потока: Неочищенный нефтяной газ
Расчетная величина утечки, кг/с(Прил.Б1), Q = 0.111024
Расчетная доля уплотнений, потерявших герметичность, доли единицы(Прил.Б1), X = 0.35
Общее количество данного оборудования, шт., N = 1
Среднее время работы данного оборудования, час/год, _T_ = 969
Суммарная утечка всех компонентов, кг/час (6.1), G = X · Q · N = 0.35 · 0.111024 · 1 = 0.03886
Суммарная утечка всех компонентов, г/с, G = G / 3.6 = 0.03886 / 3.6 = 0.0108
Примесь: 0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 63.39
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 63.39 / 100 = 0.00685
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00685 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0239
Примесь: 0410 Метан (734*)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 14.12
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 14.12 / 100 = 0.001525
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.001525 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00532
Примесь: 0412 Изобутан (282)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 3.82
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 3.82 / 100 = 0.0004126
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0004126 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00144
Примесь: 0405 Пентан (458)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 2.65
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 2.65 / 100 = 0.000286
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.000286 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.000998
Примесь: 0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 2.68
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 2.68 / 100 = 0.0002894
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0002894 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00101
Сводная таблица расчетов:
Оборудов.
Технологич.
поток Общее кол-
во, шт. Время ра-
боты, ч/г
Предохранительные клапаны (тяжелые углеводороды) Неочищенный нефтяной газ 1 969
Итоговая таблица:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.0002894 0.00101
0405 Пентан (458) 0.000286 0.000998
0410 Метан (734*) 0.001525 0.00532
0412 Изобутан (282) 0.0004126 0.00144
0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*) 0.00685 0.0239
Источник загрязнения 6016, Емкость для нефти
Список литературы:
Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Расчеты по п 5.
Вид выброса, VV = Выбросы паров нефти и бензинов
Нефтепродукт, NPNAME = Сырая нефть
Минимальная температура смеси, гр.C, TMIN = -2
Коэффициент Kt (Прил.7), KT = 0.27
KTMIN = 0.27
Максимальная температура смеси, гр.C, TMAX = 90
Коэффициент Kt (Прил.7), KT = 1.08
KTMAX = 1.08
Режим эксплуатации, _NAME_ = "буферная емкость" (все типы резервуаров)
Конструкция резервуаров, _NAME_ = Наземный горизонтальный
Объем одного резервуара данного типа, м3, VI = 100
Количество резервуаров данного типа, NR = 1
Количество групп одноцелевых резервуаров, KNR = 1
Категория веществ, _NAME_ = А, Б, В
Значение Kpsr(Прил.8), KPSR = 0.1
Значение Kpmax(Прил.8), KPM = 0.1
Коэффициент , KPSR = 0.1
Коэффициент, KPMAX = 0.1
Общий объем резервуаров, м3, V = 100
Количество жидкости закачиваемое в резервуар в течении года, т/год, B = 3030
Плотность смеси, т/м3, RO = 0.73
Годовая оборачиваемость резервуара (5.1.8), NN = B / (RO · V) = 3030 / (0.73 · 100) = 41.5
Коэффициент (Прил. 10), KOB = 1.98
Максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой
из резервуара во время его закачки, м3/час, VCMAX = 0.5
Расчет для летнего сорта нефти (бензина)
Давление паров летнего сорта, мм.рт.ст., PL = 445
Температура начала кипения смеси, гр.C, TKIP = 90
Молекулярная масса паров смеси, кг/кмоль, MRS = 0.6 · TKIP + 45 = 0.6 · 90 + 45 = 99
Молекулярная масса паров летнего сорта, кг/кмоль, MRL = 99
Расчет для зимнего сорта нефти (бензина)
Давление паров зимнего сорта, мм.рт.ст., PZ = 454
Температура начала кипения смеси, гр.C, TKIP = 90
Молекулярная масса паров смеси, кг/кмоль, MRS = 0.6 · TKIP + 45 = 0.6 · 90 + 45 = 99
Молекулярная масса паров зимнего сорта, кг/кмоль, MRZ = 99
Коэффициент, KB = 1
M = (PL · KTMAX · KB · MRL) + (PZ · KTMIN · MRZ) = (445 · 1.08 · 1 · 99) + (454 · 0.27 · 99) = 59714.8
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.3), M = M · 0.294 · KPSR · KOB · B / (10 EQ \s\up6(7) · RO) = 59714.8 · 0.294 · 0.1 · 1.98 · 3030 / (10 EQ \s\up6(7) · 0.73) = 1.443
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.1), G = 0.163 · PL · MRL · KTMAX · KPMAX · KB · VCMAX / 10 EQ \s\up6(4) = 0.163 · 445 · 99 · 1.08 · 0.1 · 1 · 0.5 / 10 EQ \s\up6(4) = 0.0388
Примесь: 0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 72.46
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 72.46 · 1.443 / 100 = 1.046
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 72.46 · 0.0388 / 100 = 0.0281
Примесь: 0416 Смесь углеводородов предельных С6-С10 (1532*, 1540*)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 26.8
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 26.8 · 1.443 / 100 = 0.387
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 26.8 · 0.0388 / 100 = 0.0104
Примесь: 0602 Бензол (64)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.35
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.35 · 1.443 / 100 = 0.00505
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.35 · 0.0388 / 100 = 0.0001358
Примесь: 0621 Метилбензол (353)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.22
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.22 · 1.443 / 100 = 0.003175
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.22 · 0.0388 / 100 = 0.0000854
Примесь: 0616 Диметилбензол (смесь о-, м-, п- изомеров) (203)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.11
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.11 · 1.443 / 100 = 0.001587
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.11 · 0.0388 / 100 = 0.0000427
Примесь: 0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.06
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.06 · 1.443 / 100 = 0.000866
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.06 · 0.0388 / 100 = 0.0000233
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.0000233 0.000866
0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*) 0.0281 1.046
0416 Смесь углеводородов предельных С6-С10 (1532*, 1540*) 0.0104 0.387
0602 Бензол (64) 0.0001358 0.00505
0616 Диметилбензол (смесь о-, м-, п- изомеров) (203) 0.0000427 0.001587
0621 Метилбензол (353) 0.0000854 0.003175
Источник загрязнения 6017, Дренажная емкость
Список литературы:
1. Методика расчетов выбросов в окружающую среду от неорганизованных источников АО "Казтрансойла" Астана, 2005 (п.6.1, 6.2, 6.3 и 6.4)
2. Методическое пособие по расчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух (дополненное и переработанное), CПб, НИИ Атмосфера, 2005
3. Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Наименование оборудования: Запорно-регулирующая арматура (тяжелые углеводороды)
Наименование технологического потока: Неочищенный нефтяной газ
Расчетная величина утечки, кг/с(Прил.Б1), Q = 0.006588
Расчетная доля уплотнений, потерявших герметичность, доли единицы(Прил.Б1), X = 0.07
Общее количество данного оборудования, шт., N = 1
Среднее время работы данного оборудования, час/год, _T_ = 969
Суммарная утечка всех компонентов, кг/час (6.1), G = X · Q · N = 0.07 · 0.006588 · 1 = 0.000461
Суммарная утечка всех компонентов, г/с, G = G / 3.6 = 0.000461 / 3.6 = 0.000128
Примесь: 0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 63.39
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 63.39 / 100 = 0.0000811
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0000811 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.000283
Примесь: 0410 Метан (734*)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 14.12
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 14.12 / 100 = 0.00001807
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001807 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.000063
Примесь: 0412 Изобутан (282)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 3.82
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 3.82 / 100 = 0.00000489
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00000489 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001706
Примесь: 0405 Пентан (458)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 2.65
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 2.65 / 100 = 0.00000339
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00000339 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001183
Примесь: 0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 2.68
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 2.68 / 100 = 0.00000343
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00000343 · 969 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001197
Сводная таблица расчетов:
Оборудов.
Технологич.
поток Общее кол-
во, шт. Время ра-
боты, ч/г
Запорно-регулирующая арматура (тяжелые углеводороды) Неочищенный нефтяной газ 1 969
Итоговая таблица:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.00000343 0.00001197
0405 Пентан (458) 0.00000339 0.00001183
0410 Метан (734*) 0.00001807 0.000063
0412 Изобутан (282) 0.00000489 0.00001706
0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*) 0.0000811 0.000283
За период испытания скважины (объект №2)
Источник загрязнения 0001-0004, Дизельный двигатель G12V190ZLG-3
Список литературы:
1."Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок. РНД 211.2.02.04-2004". Астана, 2004 г.
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Исходные данные:
Производитель стационарной дизельной установки (СДУ): отечественный
Расход топлива стационарной дизельной установки за год B EQ \s\do5(год) , т, 75.38
Эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки P EQ \s\do5(э) , кВт, 736
Удельный расход топлива на экспл./номин. режиме работы двигателя b EQ \s\do5(э) , г/кВт*ч, 111
Температура отработавших газов T EQ \s\do5(ог) , K, 400
Используемая природоохранная технология: процент очистки указан самостоятельно
1.Оценка расхода и температуры отработавших газов
Расход отработавших газов G EQ \s\do5(ог) , кг/с:
G EQ \s\do5(ог) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * b EQ \s\do6(э) * P EQ \s\do6(э) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * 111 * 736 = 0.71238912 (А.3)
Удельный вес отработавших газов SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) , кг/м EQ \s\up5(3) :
SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) = 1.31 / (1 + T EQ \s\do6(ог) / 273) = 1.31 / (1 + 400 / 273) = 0.531396731 (А.5)
где 1.31 - удельный вес отработавших газов при температуре, равной 0 гр.C, кг/м EQ \s\up5(3) ;
Объемный расход отработавших газов Q EQ \s\do5(ог) , м EQ \s\up5(3) /с:
Q EQ \s\do5(ог) = G EQ \s\do6(ог) / SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do6(ог) = 0.71238912 / 0.531396731 = 1.340597483 (А.4)
2.Расчет максимального из разовых и валового выбросов
Таблица значений выбросов e EQ \s\do5(мi) г/кВт*ч стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
В 5.3 8.4 2.4 0.35 1.4 0.1 1.1E-5
Таблица значений выбросов q EQ \s\do5(эi) г/кг.топл. стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
В 22 35 10 1.5 6 0.4 4.5E-5
Расчет максимального из разовых выброса M EQ \s\do5(i) , г/с:
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 (1)
Расчет валового выброса W EQ \s\do5(i) , т/год:
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(эi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 (2)
Коэффициенты трансформации приняты на уровне максимально установленных значений, т.е. 0.8 - для NO EQ \s\do5(2) и 0.13 - для NO
Примесь:0337 Углерод оксид (594)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 5.3 * 736 / 3600 = 1.083555556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 22 * 75.38 / 1000 = 1.65836
Примесь:0301 Азота (IV) диоксид (4)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.8 = (8.4 * 736 / 3600) * 0.8 = 1.373866667
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.8 = (35 * 75.38 / 1000) * 0.8 = 2.11064
Примесь:2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 2.4 * 736 / 3600 = 0.490666667
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 10 * 75.38 / 1000 = 0.7538
Примесь:0328 Углерод (593)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.35 * 736 / 3600 = 0.071555556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 1.5 * 75.38 / 1000 = 0.11307
Примесь:0330 Сера диоксид (526)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 1.4 * 736 / 3600 = 0.286222222
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 6 * 75.38 / 1000 = 0.45228
Примесь:1325 Формальдегид (619)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.1 * 736 / 3600 = 0.020444444
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.4 * 75.38 / 1000 = 0.030152
Примесь:0703 Бенз/а/пирен (54)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.000011 * 736 / 3600 = 0.000002249
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.000045 * 75.38 / 1000 = 0.000003392
Примесь:0304 Азот (II) оксид (6)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.13 = (8.4 * 736 / 3600) * 0.13 = 0.223253333
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.13 = (35 * 75.38 / 1000) * 0.13 = 0.342979
Итого выбросы по веществам:
Код
Примесь
г/сек
без
очистки т/год
без
очистки %
очистки
г/сек
c
очисткой т/год
c
очисткой
0301 Азота (IV) диоксид (4) 1.3738667 2.11064 0 1.3738667 2.11064
0304 Азот (II) оксид(6) 0.2232533 0.342979 0 0.2232533 0.342979
0328 Углерод (593) 0.0715556 0.11307 0 0.0715556 0.11307
0330 Сера диоксид (526) 0.2862222 0.45228 0 0.2862222 0.45228
0337 Углерод оксид (594) 1.0835556 1.65836 0 1.0835556 1.65836
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.0000022 0.0000034 0 0.0000022 0.0000034
1325 Формальдегид (619) 0.0204444 0.030152 0 0.0204444 0.030152
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.4906667 0.7538 0 0.4906667 0.7538
Источник загрязнения 0005, Дизельгенератор резервный B8L-160
______________________________________________________________________
Список литературы:
1."Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок. РНД 211.2.02.04-2004". Астана, 2004 г.
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Исходные данные:
Производитель стационарной дизельной установки (СДУ): отечественный
Расход топлива стационарной дизельной установки за год B EQ \s\do5(год) , т, 4
Эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки P EQ \s\do5(э) , кВт, 73.6
Удельный расход топлива на экспл./номин. режиме работы двигателя b EQ \s\do5(э) , г/кВт*ч, 250
Температура отработавших газов T EQ \s\do5(ог) , K, 400
Используемая природоохранная технология: процент очистки указан самостоятельно
1.Оценка расхода и температуры отработавших газов
Расход отработавших газов G EQ \s\do5(ог) , кг/с:
G EQ \s\do5(ог) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * b EQ \s\do6(э) * P EQ \s\do6(э) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * 250 * 73.6 = 0.160448 (А.3)
Удельный вес отработавших газов SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) , кг/м EQ \s\up5(3) :
SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) = 1.31 / (1 + T EQ \s\do6(ог) / 273) = 1.31 / (1 + 400 / 273) = 0.531396731 (А.5)
где 1.31 - удельный вес отработавших газов при температуре, равной 0 гр.C, кг/м EQ \s\up5(3) ;
Объемный расход отработавших газов Q EQ \s\do5(ог) , м EQ \s\up5(3) /с:
Q EQ \s\do5(ог) = G EQ \s\do6(ог) / SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do6(ог) = 0.160448 / 0.531396731 = 0.30193637 (А.4)
2.Расчет максимального из разовых и валового выбросов
Таблица значений выбросов e EQ \s\do5(мi) г/кВт*ч стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 6.2 9.6 2.9 0.5 1.2 0.12 1.2E-5
Таблица значений выбросов q EQ \s\do5(эi) г/кг.топл. стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 26 40 12 2 5 0.5 5.5E-5
Расчет максимального из разовых выброса M EQ \s\do5(i) , г/с:
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 (1)
Расчет валового выброса W EQ \s\do5(i) , т/год:
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(эi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 (2)
Коэффициенты трансформации приняты на уровне максимально установленных значений, т.е. 0.8 - для NO EQ \s\do5(2) и 0.13 - для NO
Примесь:0337 Углерод оксид (594)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 6.2 * 73.6 / 3600 = 0.126755556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 26 * 4 / 1000 = 0.104
Примесь:0301 Азота (IV) диоксид (4)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.8 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.8 = 0.157013333
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.8 = (40 * 4 / 1000) * 0.8 = 0.128
Примесь:2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 2.9 * 73.6 / 3600 = 0.059288889
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 12 * 4 / 1000 = 0.048
Примесь:0328 Углерод (593)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.5 * 73.6 / 3600 = 0.010222222
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 2 * 4 / 1000 = 0.008
Примесь:0330 Сера диоксид (526)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 1.2 * 73.6 / 3600 = 0.024533333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 5 * 4 / 1000 = 0.02
Примесь:1325 Формальдегид (619)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.12 * 73.6 / 3600 = 0.002453333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.5 * 4 / 1000 = 0.002
Примесь:0703 Бенз/а/пирен (54)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.000012 * 73.6 / 3600 = 0.000000245
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.000055 * 4 / 1000 = 0.00000022
Примесь:0304 Азот (II) оксид (6)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.13 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.13 = 0.025514667
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.13 = (40 * 4 / 1000) * 0.13 = 0.0208
Итого выбросы по веществам:
Код
Примесь
г/сек
без
очистки т/год
без
очистки %
очистки
г/сек
c
очисткой т/год
c
очисткой
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.1570133 0.128 0 0.1570133 0.128
0304 Азот (II) оксид(6) 0.0255147 0.0208 0 0.0255147 0.0208
0328 Углерод (593) 0.0102222 0.008 0 0.0102222 0.008
0330 Сера диоксид (526) 0.0245333 0.02 0 0.0245333 0.02
0337 Углерод оксид (594) 0.1267556 0.104 0 0.1267556 0.104
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.0000002 0.0000002 0 0.0000002 0.0000002
1325 Формальдегид (619) 0.0024533 0.002 0 0.0024533 0.002
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0592889 0.048 0 0.0592889 0.048
Источник загрязнения 0006-0007, Дизельгенератор DBL-372
Список литературы:
1."Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок. РНД 211.2.02.04-2004". Астана, 2004 г.
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Исходные данные:
Производитель стационарной дизельной установки (СДУ): отечественный
Расход топлива стационарной дизельной установки за год B EQ \s\do5(год) , т, 58.63
Эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки P EQ \s\do5(э) , кВт, 73.6
Удельный расход топлива на экспл./номин. режиме работы двигателя b EQ \s\do5(э) , г/кВт*ч, 188.2
Температура отработавших газов T EQ \s\do5(ог) , K, 400
Используемая природоохранная технология: процент очистки указан самостоятельно
1.Оценка расхода и температуры отработавших газов
Расход отработавших газов G EQ \s\do5(ог) , кг/с:
G EQ \s\do5(ог) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * b EQ \s\do6(э) * P EQ \s\do6(э) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * 188.2 * 73.6 = 0.120785254 (А.3)
Удельный вес отработавших газов SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) , кг/м EQ \s\up5(3) :
SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) = 1.31 / (1 + T EQ \s\do6(ог) / 273) = 1.31 / (1 + 400 / 273) = 0.531396731 (А.5)
где 1.31 - удельный вес отработавших газов при температуре, равной 0 гр.C, кг/м EQ \s\up5(3) ;
Объемный расход отработавших газов Q EQ \s\do5(ог) , м EQ \s\up5(3) /с:
Q EQ \s\do5(ог) = G EQ \s\do6(ог) / SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do6(ог) = 0.120785254 / 0.531396731 = 0.227297699 (А.4)
2.Расчет максимального из разовых и валового выбросов
Таблица значений выбросов e EQ \s\do5(мi) г/кВт*ч стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 6.2 9.6 2.9 0.5 1.2 0.12 1.2E-5
Таблица значений выбросов q EQ \s\do5(эi) г/кг.топл. стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 26 40 12 2 5 0.5 5.5E-5
Расчет максимального из разовых выброса M EQ \s\do5(i) , г/с:
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 (1)
Расчет валового выброса W EQ \s\do5(i) , т/год:
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(эi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 (2)
Коэффициенты трансформации приняты на уровне максимально установленных значений, т.е. 0.8 - для NO EQ \s\do5(2) и 0.13 - для NO
Примесь:0337 Углерод оксид (594)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 6.2 * 73.6 / 3600 = 0.126755556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 26 * 58.63 / 1000 = 1.52438
Примесь:0301 Азота (IV) диоксид (4)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.8 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.8 = 0.157013333
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.8 = (40 * 58.63 / 1000) * 0.8 = 1.87616
Примесь:2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 2.9 * 73.6 / 3600 = 0.059288889
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 12 * 58.63 / 1000 = 0.70356
Примесь:0328 Углерод (593)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.5 * 73.6 / 3600 = 0.010222222
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 2 * 58.63 / 1000 = 0.11726
Примесь:0330 Сера диоксид (526)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 1.2 * 73.6 / 3600 = 0.024533333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 5 * 58.63 / 1000 = 0.29315
Примесь:1325 Формальдегид (619)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.12 * 73.6 / 3600 = 0.002453333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.5 * 58.63 / 1000 = 0.029315
Примесь:0703 Бенз/а/пирен (54)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.000012 * 73.6 / 3600 = 0.000000245
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.000055 * 58.63 / 1000 = 0.000003225
Примесь:0304 Азот (II) оксид (6)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.13 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.13 = 0.025514667
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.13 = (40 * 58.63 / 1000) * 0.13 = 0.304876
Итого выбросы по веществам:
Код
Примесь
г/сек
без
очистки т/год
без
очистки %
очистки
г/сек
c
очисткой т/год
c
очисткой
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.1570133 1.87616 0 0.1570133 1.87616
0304 Азот (II) оксид(6) 0.0255147 0.304876 0 0.0255147 0.304876
0328 Углерод (593) 0.0102222 0.11726 0 0.0102222 0.11726
0330 Сера диоксид (526) 0.0245333 0.29315 0 0.0245333 0.29315
0337 Углерод оксид (594) 0.1267556 1.52438 0 0.1267556 1.52438
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.0000002 0.0000032 0 0.0000002 0.0000032
1325 Формальдегид (619) 0.0024533 0.029315 0 0.0024533 0.029315
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0592889 0.70356 0 0.0592889 0.70356
Источник загрязнения 0011-0015, Цементировочный агрегат, «ЦА-400 А»
Список литературы:
1."Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок. РНД 211.2.02.04-2004". Астана, 2004 г.
~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~~
Исходные данные:
Производитель стационарной дизельной установки (СДУ): отечественный
Расход топлива стационарной дизельной установки за год B EQ \s\do5(год) , т, 5
Эксплуатационная мощность стационарной дизельной установки P EQ \s\do5(э) , кВт, 73.6
Удельный расход топлива на экспл./номин. режиме работы двигателя b EQ \s\do5(э) , г/кВт*ч, 250
Температура отработавших газов T EQ \s\do5(ог) , K, 400
Используемая природоохранная технология: процент очистки указан самостоятельно
1.Оценка расхода и температуры отработавших газов
Расход отработавших газов G EQ \s\do5(ог) , кг/с:
G EQ \s\do5(ог) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * b EQ \s\do6(э) * P EQ \s\do6(э) = 8.72 * 10 EQ \s\up6(-6) * 250 * 73.6 = 0.160448 (А.3)
Удельный вес отработавших газов SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) , кг/м EQ \s\up5(3) :
SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do5(ог) = 1.31 / (1 + T EQ \s\do6(ог) / 273) = 1.31 / (1 + 400 / 273) = 0.531396731 (А.5)
где 1.31 - удельный вес отработавших газов при температуре, равной 0 гр.C, кг/м EQ \s\up5(3) ;
Объемный расход отработавших газов Q EQ \s\do5(ог) , м EQ \s\up5(3) /с:
Q EQ \s\do5(ог) = G EQ \s\do6(ог) / SYMBOL 61543 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT EQ \s\do6(ог) = 0.160448 / 0.531396731 = 0.30193637 (А.4)
2.Расчет максимального из разовых и валового выбросов
Таблица значений выбросов e EQ \s\do5(мi) г/кВт*ч стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 6.2 9.6 2.9 0.5 1.2 0.12 1.2E-5
Таблица значений выбросов q EQ \s\do5(эi) г/кг.топл. стационарной дизельной установки до капитального ремонта
Группа CO NOx CH C SO2 CH2O БП
Б 26 40 12 2 5 0.5 5.5E-5
Расчет максимального из разовых выброса M EQ \s\do5(i) , г/с:
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 (1)
Расчет валового выброса W EQ \s\do5(i) , т/год:
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(эi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 (2)
Коэффициенты трансформации приняты на уровне максимально установленных значений, т.е. 0.8 - для NO EQ \s\do5(2) и 0.13 - для NO
Примесь:0337 Углерод оксид (594)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 6.2 * 73.6 / 3600 = 0.126755556
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 26 * 5 / 1000 = 0.13
Примесь:0301 Азота (IV) диоксид (4)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.8 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.8 = 0.157013333
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.8 = (40 * 5 / 1000) * 0.8 = 0.16
Примесь:2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 2.9 * 73.6 / 3600 = 0.059288889
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 12 * 5 / 1000 = 0.06
Примесь:0328 Углерод (593)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.5 * 73.6 / 3600 = 0.010222222
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 2 * 5 / 1000 = 0.01
Примесь:0330 Сера диоксид (526)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 1.2 * 73.6 / 3600 = 0.024533333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000 = 5 * 5 / 1000 = 0.025
Примесь:1325 Формальдегид (619)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.12 * 73.6 / 3600 = 0.002453333
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.5 * 5 / 1000 = 0.0025
Примесь:0703 Бенз/а/пирен (54)
M EQ \s\do5(i) = e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600 = 0.000012 * 73.6 / 3600 = 0.000000245
W EQ \s\do5(i) = q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) = 0.000055 * 5 / 1000 = 0.000000275
Примесь:0304 Азот (II) оксид (6)
M EQ \s\do5(i) = (e EQ \s\do6(мi) * P EQ \s\do6(э) / 3600) * 0.13 = (9.6 * 73.6 / 3600) * 0.13 = 0.025514667
W EQ \s\do5(i) = (q EQ \s\do6(мi) * B EQ \s\do6(год) / 1000) * 0.13 = (40 * 5 / 1000) * 0.13 = 0.026
Итого выбросы по веществам:
Код
Примесь
г/сек
без
очистки т/год
без
очистки %
очистки
г/сек
c
очисткой т/год
c
очисткой
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.1570133 0.16 0 0.1570133 0.16
0304 Азот (II) оксид(6) 0.0255147 0.026 0 0.0255147 0.026
0328 Углерод (593) 0.0102222 0.01 0 0.0102222 0.01
0330 Сера диоксид (526) 0.0245333 0.025 0 0.0245333 0.025
0337 Углерод оксид (594) 0.1267556 0.13 0 0.1267556 0.13
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.0000002 0.0000003 0 0.0000002 0.0000003
1325 Формальдегид (619) 0.0024533 0.0025 0 0.0024533 0.0025
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0592889 0.06 0 0.0592889 0.06
Источник загрязнения 0016, Факельная установка
Наименование: Факельная установка
Тип: Высотная
Тип сжигаемой смеси: Некондиционная газовая и газоконденсатная смесь
Тип месторождения: сернистое
1.РАСЧЕТ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ
Таблица процентного содержания составляющих смеси.
Состав смеси задавался в объемных долях.
Компонент [%]об. [%]мас. Молек.мас. Плотность
Метан(CH4) 81.82 61.4435703 16.043 0.7162
Этан(C2H6) 4.7 6.61549995 30.07 1.3424
Пропан(C3H8) 3.06 6.316287 44.097 1.9686
Бутан(C4H10) 3.06 8.32546127 58.124 2.5948
Пентан(C5H12) 3.06 10.3346355 72.151 3.2210268
Азот(N2) 2.25 2.95066586 28.016 1.2507
Диоксид углерода(CO2) 0.38 0.78284578 44.011 1.9648
Сероводород(H2S) 0.8 1.27628141 34.082 1.5215
Меркаптаны(RSH) 0.87 1.95475294 48 2.1429
Молярная масса смеси M, кг/моль (прил.3,(5)): 21.3633136
Плотность сжигаемой смеси R EQ \s\do5(о) , кг/м EQ \s\up5(3) : 0.7
Показатель адиабаты K (23):
K = EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) (K EQ \s\do6(i) * [i] EQ \s\do6(о) ) = 1.229998
где (K EQ \s\do5(i) ) - показатель адиабаты для индивидуальных углеводородов;
[i] EQ \s\do5(о) - объемные единицы составляющих смеси, %;
Скорость распространения звука в смеси W EQ \s\do5(зв) , м/с (прил.6):
W EQ \s\do5(зв) = 91.5 * (K * (T EQ \s\do6(о) + 273) / M) EQ \s\up6(0.5) = 91.5 * (1.229998 * (800 + 273) / 21.3633136) EQ \s\up6(0.5) = 719.182067
где T EQ \s\do5(о) - температура смеси, град.C;
Объемный расход B, м EQ \s\up5(3) /с: 0.0017
Скорость истечения смеси W EQ \s\do5(ист) , м/с (3):
W EQ \s\do5(ист) = 4 * B / (pi * d EQ \s\up6(2) ) = 4 * 0.0017 / (3.14159265 * 0.5 EQ \s\up6(2) ) = 0.00865803
Массовый расход G, г/с (2):
G = 1000 * B * R EQ \s\do6(о) = 1000 * 0.0017 * 0.7 = 1.19
Проверка условия бессажевого горения, т.к. W EQ \s\do5(ист) /W EQ \s\do5(зв) = 0.00001204 < 0.2 , горение сажевое.
2.РАСЧЕТ МОЩНОСТИ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
Полнота сгорания углеводородной смеси n: 0.9984
Массовое содержание углерода [C] EQ \s\do5(м) , % (прил.3,(8)):
[C] EQ \s\do5(м) = 100 * 12 * EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) (x EQ \s\do6(i) * [i] EQ \s\do6(о) ) / ((100-[нег] EQ \s\do6(о) ) * M) = 100 * 12 * EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) (x EQ \s\do6(i) * [i] EQ \s\do6(о) ) / ((100-0) * 21.3633136) = 72.5673942
где x EQ \s\do5(i) - число атомов углерода;
[нег] EQ \s\do5(о) - общее содержание негорючих примесей, %: ;
величиной [нег] EQ \s\do5(о) можно пренебречь, т.к. ее значение не превышает 3%;
Расчет мощности выброса метана, оксида углерода, диоксида азота, сажи M EQ \s\do5(i) , г/с: (1)
M EQ \s\do5(i) = УВ EQ \s\do6(i) * G
где УВ EQ \s\do5(i) - удельные выбросы вредных веществ, г/г;
Код Примесь УВ г/г M г/с
0337 Углерод оксид (594) 0.02 0.0238000
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.003 0.0035700
0410 Метан (734*) 0.0005 0.0005950
0328 Углерод (593) 0.002 0.0023800
Мощность выброса диоксида углерода M EQ \s\do5(co2) , г/с (6):
M EQ \s\do5(co2) = 0.01 * G * (3.67 * n * [C] EQ \s\do6(м) + [CO2] EQ \s\do6(м) )-M EQ \s\do6(co) -M EQ \s\do6(ch4) -M EQ \s\do6(c) = 0.01 * 1.1900000 * (3.67 * 0.9984000 * 72.5673942 + 0.7828458)-0.0238000-0.0005950-0.0023800 = 3.1467059
где [CO2] EQ \s\do5(м) - массовое содержание диоксида углерода, %;
M EQ \s\do5(co) - мощность выброса оксида углерода, г/с;
M EQ \s\do5(ch4) - мощность выброса метана, г/с;
M EQ \s\do5(c) - мощность выброса сажи, г/с;
Массовое содержание серы [S] EQ \s\do5(м) , %:
[S] EQ \s\do5(м) = EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) ([i] EQ \s\do6(м) * A EQ \s\do6(s) * x EQ \s\do6(i) / M EQ \s\do6(s) ) = EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) ([i] EQ \s\do6(м) * 32.066 * x EQ \s\do6(i) / M EQ \s\do6(s) ) = 2.50664392
где A EQ \s\do5(s) - атомная масса серы;
x EQ \s\do5(i) - количество атомов серы;
M EQ \s\do5(s) - молярная масса составляющей смеси содержащая атомы серы;
[i] EQ \s\do5(м) - массовые единицы составляющих смеси, %;
Мощность выброса диоксида серы M EQ \s\do5(so2) , г/с (7):
M EQ \s\do5(so2) = 0.02 * [S] EQ \s\do6(м) * G * n = 0.02 * 2.50664392 * 1.19 * 0.9984 = 0.05956267
Мощность выброса сероводорода M EQ \s\do5(h2s) , г/с (8):
M EQ \s\do5(h2s) = 0.01 * [H2S] EQ \s\do6(м) * G * (1-n) = 0.01 * 1.27628141 * 1.19 * (1-0.9984) = 0.0000243
Мощность выброса меркаптана M EQ \s\do5(rsh) , г/с (9):
M EQ \s\do5(rsh) = 0.01 * [RSH] EQ \s\do6(м) * G * (1-n) = 0.01 * 1.95475294 * 1.19 * (1-0.9984) = 0.00003722
3.РАСЧЕТ ТЕМПЕРАТУРЫ ВЫБРАСЫВАЕМОЙ ГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ
Низшая теплота сгорания Q EQ \s\do5(нг) , ккал/м EQ \s\up5(3) (прил.3,(1)):
Q EQ \s\do5(нг) = 85.5 * [CH4] EQ \s\do6(о) + 152 * [C2H6] EQ \s\do6(о) + 218 * [C3H8] EQ \s\do6(о) + 283 * [C4H10] EQ \s\do6(о) + 349 * [C5H12] EQ \s\do6(о) + 56 * [H2S] EQ \s\do6(о) = 85.5 * 81.82 + 152 * 4.7 + 218 * 3.06 + 283 * 3.06 + 349 * 3.06 + 56 * 0.8 = 10355.81
где [CH2] EQ \s\do5(о) - содержание метана, %;
[C2H6] EQ \s\do5(о) - содержание этана, %;
[C3H8] EQ \s\do5(о) - содержание пропана, %;
[C4H10] EQ \s\do5(о) - содержание бутана, %;
[C5H12] EQ \s\do5(о) - содержание пентана, %;
Доля энергии теряемая за счет излучения E (11):
E = 0.048 * (M) EQ \s\up6(0.5) = 0.048 * (21.3633136) EQ \s\up6(0.5) = 0.22185823
Объемное содержание кислорода [O2] EQ \s\do5(о) , %:
[O2] EQ \s\do5(о) = EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) ([i] EQ \s\do6(о) * A EQ \s\do6(o) * x EQ \s\do6(i) / M EQ \s\do6(o) ) = EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) ([i] EQ \s\do6(о) * 16 * x EQ \s\do6(i) / M EQ \s\do6(o) ) = 0.27629456
где A EQ \s\do5(o) - атомная масса кислорода;
x EQ \s\do5(i) - количество атомов кислорода;
M EQ \s\do5(o) - молярная масса составляющей смеси содержащая атомы кислорода;
Стехиометрическое количество воздуха для сжигания 1 м EQ \s\up5(3) углеводородной смеси и природного газа V EQ \s\do5(o) , м EQ \s\up5(3) /м EQ \s\up5(3) (13):
V EQ \s\do5(o) = 0.0476 * (1.5 * [H2S] EQ \s\do6(о) + EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) ((x + y / 4) * [CxHy] EQ \s\do6(о) )-[O2] EQ \s\do6(о) ) = 0.0476 * (1.5 * 0.8 + EQ \o\ac(\s\do12(i = 1); SYMBOL 0229 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT ;\s\up12( N)) ((x + y / 4) * [CxHy] EQ \s\do6(о) )-0.27629456) = 11.4565444
где x - число атомов углерода;
y - число атомов водорода;
Количество газовоздушной смеси, полученное при сжигании 1 м EQ \s\up5(3) углеводородной смеси и природного газа V EQ \s\do5(пс) , м EQ \s\up5(3) /м EQ \s\up5(3) (12):
V EQ \s\do5(пс) = 1 + V EQ \s\do6(o) = 1 + 11.4565444 = 12.4565444
Предварительная теплоемкость газовоздушной смеси C EQ \s\do5(пс) , ккал/(м EQ \s\up5(3) *град.С): 0.4
Ориентировочное значение температуры горения Т EQ \s\do5(г) , град.С (10):
Т EQ \s\do5(г) = Т EQ \s\do6(о) + (Q EQ \s\do6(нг) * (1-E) * n) / (V EQ \s\do6(пс) * C EQ \s\do6(пс) ) = 800 + (10355.81 * (1-0.22185823) * 0.9984) / (12.4565444 * 0.4) = 2414.69241
где T EQ \s\do5(o) - температура смеси или газа, град.C;
Уточнённая теплоемкость газовоздушной смеси C EQ \s\do5(пс) , ккал/(м EQ \s\up5(3) *град.С):0.4
Температура горения Т EQ \s\do5(г) , град.С (10):
Т EQ \s\do5(г) = Т EQ \s\do6(о) + (Q EQ \s\do6(нг) * (1-E) * n) / (V EQ \s\do6(пс) * C EQ \s\do6(пс) ) = 800 + (10355.81 * (1-0.22185823) * 0.9984) / (12.4565444 * 0.4) = 2414.69241
4.РАСЧЕТ РАСХОДА ВЫБРАСЫВАЕМОЙ ГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ
Расход выбрасываемой в атмосферу газовоздушной смеси V EQ \s\do5(1) , м EQ \s\up5(3) /c (14):
V EQ \s\do5(1) = B * V EQ \s\do6(пс) * (273 + T EQ \s\do6(г) ) / 273 = 0.0017 * 12.4565444 * (273 + 2414.69241) / 273 = 0.20847953
Длина факела L EQ \s\do5(фн) , м:
L EQ \s\do5(фн) = 15 * d = 15 * 0.5 = 7.5
Высота источника выброса вредных веществ H, м (16):
H = L EQ \s\do6(фн) + h EQ \s\do6(в) = 7.5 + 3 = 10.5
где h EQ \s\do5(в) - высота факельной установки от уровня земли, м;
5.РАСЧЕТ СРЕДНЕЙ СКОРОСТИ ПОСТУПЛЕНИЯ В АТМОСФЕРУ ГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ ИЗ ИСТОЧНИКА ВЫБРОСА (W EQ \s\do5(o) )
Диаметр факела D EQ \s\do5(ф) , м (29):
D EQ \s\do5(ф) = 0.14 * L EQ \s\do6(фн) + 0.49 * d = 0.14 * 7.5 + 0.49 * 0.5 = 1.295
Средняя скорость поступления в атмосферу газовоздушной смеси (W EQ \s\do5(o) ), (м/с):
W EQ \s\do5(o) = 1.27 * V EQ \s\do6(1) / D EQ \s\do6(ф) EQ \s\up6(2) = 1.27 * 0.20847953 / 1.295 EQ \s\up6(2) = 0.15788018
6.РАСЧЕТ ВАЛОВЫХ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
Валовый выброс i-ого вредного вещества рассчитывается по формуле П EQ \s\do5(i) , т/год (30):
П EQ \s\do5(i) = 0.0036 * SYMBOL 61472 \f "Symbol" \* MERGEFORMAT * M EQ \s\do6(i)
где t - продолжительность работы факельной установки, ч/год: 838;
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0337 Углерод оксид (594) 0.0238 0.07179984
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.00357 0.01076998
0410 Метан (734*) 0.000595 0.001795
0328 Углерод (593) 0.00238 0.00717998
0380 Диоксид углерода 3.1467059 9.49298235
0330 Сера диоксид (526) 0.05956267 0.17968867
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.0000243 0.00007331
1715 Меркаптаны 0.00003722 0.00011228
Источник загрязнения 6004, Емкость для хранения дизельного топлива
Список литературы:
Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Расчеты по п. 6-8
Нефтепродукт, NP = Дизельное топливо
Климатическая зона: третья - южные области РК (прил. 17)
Концентрация паров нефтепродуктов в резервуаре, г/м3(Прил. 12), C = 3.92
Средний удельный выброс в осенне-зимний период, г/т(Прил. 12), YY = 2.36
Количество закачиваемой в резервуар жидкости в осенне-зимний период, т, BOZ = 238.64
Средний удельный выброс в веcенне-летний период, г/т(Прил. 12), YYY = 3.15
Количество закачиваемой в резервуар жидкости в весенне-летний период, т, BVL = 238.64
Объем паровоздушной смеси, вытесняемый из резервуара во время его закачки, м3/ч, VC = 1.5
Коэффициент(Прил. 12), KNP = 0.0029
Режим эксплуатации: "буферная емкость" (все типы резервуаров)
Объем одного резервуара данного типа, м3, VI = 100
Количество резервуаров данного типа, NR = 1
Количество групп одноцелевых резервуаров на предприятии, KNR = 1
Категория веществ: А, Б, В
Конструкция резервуаров: Наземный горизонтальный
Значение Kpmax для этого типа резервуаров(Прил. 8), KPM = 0.1
Значение Kpsr для этого типа резервуаров(Прил. 8), KPSR = 0.1
Количество выделяющихся паров нефтепродуктов
при хранении в одном резервуаре данного типа, т/год(Прил. 13), GHRI = 0.27
GHR = GHR + GHRI · KNP · NR = 0 + 0.27 · 0.0029 · 1 = 0.000783
Коэффициент , KPSR = 0.1
Коэффициент, KPMAX = 0.1
Общий объем резервуаров, м3, V = 100
Сумма Ghri*Knp*Nr, GHR = 0.000783
Максимальный из разовых выброс, г/с (6.2.1), G = C · KPMAX · VC / 3600 = 3.92 · 0.1 · 1.5 / 3600 = 0.0001633
Среднегодовые выбросы, т/год (6.2.2), M = (YY · BOZ + YYY · BVL) · KPMAX · 10 EQ \s\up6((-6)) + GHR = (2.36 · 238.64 + 3.15 · 238.64) · 0.1 · 10 EQ \s\up6((-6)) + 0.000783 = 0.000914
Примесь: 2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 99.72
Валовый выброс, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 99.72 · 0.000914 / 100 = 0.000911
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 99.72 · 0.0001633 / 100 = 0.000163
Примесь: 0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.28
Валовый выброс, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.28 · 0.000914 / 100 = 0.00000256
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.28 · 0.0001633 / 100 = 0.000000457
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.00000046 0.00000256
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.000163 0.000911
Источник загрязнения 6008, Насос для перекачки нефти
Список литературы:
"Сборник методик по расчету выбросов вредных в атмосферу
различными производствами". Алматы, КазЭКОЭКСП, 1996 г.
п.5.3. Методика по расчету норм естественной убыли углеводородов
в атмосферу на предприятиях нефтепродуктов
Расчет по пункту Выбросы при работе теплообменной аппаратуры и средств перекачки (табл. 5.4)
Вид нефтепродукта или средняя температура жидкости: Нефть, мазут и жидкости с температурой кипения >300 гр.С
Наименование аппаратуры или средства перекачки: Насос центробежный с одним торцевым уплотнением вала
Примесь: 2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
Удельный выброс, кг/час(табл. 5.4), Q = 0.02
Общее количество аппаратуры или средств перекачки, шт., N1 = 1
Одновременно работающее количество аппаратуры или средств перекачки, шт., NN1 = 1
Время работы одной единицы оборудования, час/год, _T_ = 837.6
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = Q · NN1 / 3.6 = 0.02 · 1 / 3.6 = 0.00556
Валовый выброс, т/год, _M_ = (Q · N1 · _T_) / 1000 = (0.02 · 1 · 837.6) / 1000 = 0.01675
Итого:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.00556 0.01675
Источник загрязнения 6009, Насос для перекачки дизтоплива
Список литературы:
"Сборник методик по расчету выбросов вредных в атмосферу
различными производствами". Алматы, КазЭКОЭКСП, 1996 г.
п.5.3. Методика по расчету норм естественной убыли углеводородов
в атмосферу на предприятиях нефтепродуктов
Расчет по пункту Выбросы при работе теплообменной аппаратуры и средств перекачки (табл. 5.4)
Вид нефтепродукта или средняя температура жидкости: Керосин, дизтопливо и жидкости с температурой кипения 120-300 гр.С
Наименование аппаратуры или средства перекачки: Насос центробежный с одним торцевым уплотнением вала
Примесь: 2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
Удельный выброс, кг/час(табл. 5.4), Q = 0.04
Общее количество аппаратуры или средств перекачки, шт., N1 = 1
Одновременно работающее количество аппаратуры или средств перекачки, шт., NN1 = 1
Время работы одной единицы оборудования, час/год, _T_ = 837.6
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = Q · NN1 / 3.6 = 0.04 · 1 / 3.6 = 0.0111
Валовый выброс, т/год, _M_ = (Q · N1 · _T_) / 1000 = (0.04 · 1 · 837.6) / 1000 = 0.0335
Итого:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 0.0111 0.0335
Источник загрязнения 6013, Площадка налива нефти
Список литературы:
Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Расчеты по п 5.
Вид выброса, VV = Выбросы паров нефти и бензинов
Нефтепродукт, NPNAME = Сырая нефть
Минимальная температура смеси, гр.C, TMIN = -2
Коэффициент Kt (Прил.7), KT = 0.27
KTMIN = 0.27
Максимальная температура смеси, гр.C, TMAX = 90
Коэффициент Kt (Прил.7), KT = 1.08
KTMAX = 1.08
Режим эксплуатации, _NAME_ = "буферная емкость" (все типы резервуаров)
Конструкция резервуаров, _NAME_ = Наземный горизонтальный
Объем одного резервуара данного типа, м3, VI = 1000
Количество резервуаров данного типа, NR = 1
Количество групп одноцелевых резервуаров, KNR = 1
Категория веществ, _NAME_ = А, Б, В
Значение Kpsr(Прил.8), KPSR = 0.1
Значение Kpmax(Прил.8), KPM = 0.1
Коэффициент , KPSR = 0.1
Коэффициент, KPMAX = 0.1
Общий объем резервуаров, м3, V = 1000
Количество жидкости закачиваемое в резервуар в течении года, т/год, B = 5235
Плотность смеси, т/м3, RO = 0.73
Годовая оборачиваемость резервуара (5.1.8), NN = B / (RO · V) = 5235 / (0.73 · 1000) = 7.17
Коэффициент (Прил. 10), KOB = 2.5
Максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой
из резервуара во время его закачки, м3/час, VCMAX = 0.5
Расчет для летнего сорта нефти (бензина)
Давление паров летнего сорта, мм.рт.ст., PL = 445
Температура начала кипения смеси, гр.C, TKIP = 90
Молекулярная масса паров смеси, кг/кмоль, MRS = 0.6 · TKIP + 45 = 0.6 · 90 + 45 = 99
Молекулярная масса паров летнего сорта, кг/кмоль, MRL = 99
Расчет для зимнего сорта нефти (бензина)
Давление паров зимнего сорта, мм.рт.ст., PZ = 545
Температура начала кипения смеси, гр.C, TKIP = 90
Молекулярная масса паров смеси, кг/кмоль, MRS = 0.6 · TKIP + 45 = 0.6 · 90 + 45 = 99
Молекулярная масса паров зимнего сорта, кг/кмоль, MRZ = 99
Коэффициент, KB = 1
M = (PL · KTMAX · KB · MRL) + (PZ · KTMIN · MRZ) = (445 · 1.08 · 1 · 99) + (545 · 0.27 · 99) = 62147.3
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.3), M = M · 0.294 · KPSR · KOB · B / (10 EQ \s\up6(7) · RO) = 62147.3 · 0.294 · 0.1 · 2.5 · 5235 / (10 EQ \s\up6(7) · 0.73) = 3.276
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.1), G = 0.163 · PL · MRL · KTMAX · KPMAX · KB · VCMAX / 10 EQ \s\up6(4) = 0.163 · 445 · 99 · 1.08 · 0.1 · 1 · 0.5 / 10 EQ \s\up6(4) = 0.0388
Примесь: 0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 72.46
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 72.46 · 3.276 / 100 = 2.374
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 72.46 · 0.0388 / 100 = 0.0281
Примесь: 0416 Смесь углеводородов предельных С6-С10 (1532*, 1540*)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 26.8
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 26.8 · 3.276 / 100 = 0.878
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 26.8 · 0.0388 / 100 = 0.0104
Примесь: 0602 Бензол (64)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.35
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.35 · 3.276 / 100 = 0.01147
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.35 · 0.0388 / 100 = 0.0001358
Примесь: 0621 Метилбензол (353)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.22
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.22 · 3.276 / 100 = 0.0072
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.22 · 0.0388 / 100 = 0.0000854
Примесь: 0616 Диметилбензол (смесь о-, м-, п- изомеров) (203)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.11
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.11 · 3.276 / 100 = 0.0036
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.11 · 0.0388 / 100 = 0.0000427
Примесь: 0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.06
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.06 · 3.276 / 100 = 0.001966
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.06 · 0.0388 / 100 = 0.0000233
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.0000233 0.001966
0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*) 0.0281 2.374
0416 Смесь углеводородов предельных С6-С10 (1532*, 1540*) 0.0104 0.878
0602 Бензол (64) 0.0001358 0.01147
0616 Диметилбензол (смесь о-, м-, п- изомеров) (203) 0.0000427 0.0036
0621 Метилбензол (353) 0.0000854 0.0072
Источник загрязнения 6014, Устье скважины
Список литературы:
1. Методика расчетов выбросов в окружающую среду от неорганизованных источников АО "Казтрансойла" Астана, 2005 (п.6.1, 6.2, 6.3 и 6.4)
2. Методическое пособие по расчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух (дополненное и переработанное), CПб, НИИ Атмосфера, 2005
3. Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Наименование оборудования: Запорно-регулирующая арматура (тяжелые углеводороды)
Наименование технологического потока: Неочищенный нефтяной газ
Расчетная величина утечки, кг/с(Прил.Б1), Q = 0.006588
Расчетная доля уплотнений, потерявших герметичность, доли единицы(Прил.Б1), X = 0.07
Общее количество данного оборудования, шт., N = 1
Среднее время работы данного оборудования, час/год, _T_ = 837
Суммарная утечка всех компонентов, кг/час (6.1), G = X · Q · N = 0.07 · 0.006588 · 1 = 0.000461
Суммарная утечка всех компонентов, г/с, G = G / 3.6 = 0.000461 / 3.6 = 0.000128
Примесь: 0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 63.39
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 63.39 / 100 = 0.0000811
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0000811 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0002444
Примесь: 0410 Метан (734*)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 14.12
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 14.12 / 100 = 0.00001807
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001807 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0000544
Примесь: 0412 Изобутан (282)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 3.82
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 3.82 / 100 = 0.00000489
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00000489 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001473
Примесь: 0405 Пентан (458)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 2.65
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 2.65 / 100 = 0.00000339
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00000339 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001021
Примесь: 0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 2.68
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 2.68 / 100 = 0.00000343
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00000343 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001034
Сводная таблица расчетов:
Оборудов.
Технологич.
поток Общее кол-
во, шт. Время ра-
боты, ч/г
Запорно-регулирующая арматура (тяжелые углеводороды) Неочищенный нефтяной газ 1 837
Итоговая таблица:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.00000343 0.00001034
0405 Пентан (458) 0.00000339 0.00001021
0410 Метан (734*) 0.00001807 0.0000544
0412 Изобутан (282) 0.00000489 0.00001473
0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*) 0.0000811 0.0002444
Источник загрязнения 6015, Нефтегазосепаратор (НГС)
Список литературы:
1. Методика расчетов выбросов в окружающую среду от неорганизованных источников АО "Казтрансойла" Астана, 2005 (п.6.1, 6.2, 6.3 и 6.4)
2. Методическое пособие по расчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух (дополненное и переработанное), CПб, НИИ Атмосфера, 2005
3. Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Наименование оборудования: Предохранительные клапаны (тяжелые углеводороды)
Наименование технологического потока: Неочищенный нефтяной газ
Расчетная величина утечки, кг/с(Прил.Б1), Q = 0.111024
Расчетная доля уплотнений, потерявших герметичность, доли единицы(Прил.Б1), X = 0.35
Общее количество данного оборудования, шт., N = 1
Среднее время работы данного оборудования, час/год, _T_ = 837
Суммарная утечка всех компонентов, кг/час (6.1), G = X · Q · N = 0.35 · 0.111024 · 1 = 0.03886
Суммарная утечка всех компонентов, г/с, G = G / 3.6 = 0.03886 / 3.6 = 0.0108
Примесь: 0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 63.39
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 63.39 / 100 = 0.00685
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00685 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.02064
Примесь: 0410 Метан (734*)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 14.12
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 14.12 / 100 = 0.001525
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.001525 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.004595
Примесь: 0412 Изобутан (282)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 3.82
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 3.82 / 100 = 0.0004126
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0004126 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.001243
Примесь: 0405 Пентан (458)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 2.65
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 2.65 / 100 = 0.000286
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.000286 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.000862
Примесь: 0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 2.68
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.0108 · 2.68 / 100 = 0.0002894
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0002894 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.000872
Сводная таблица расчетов:
Оборудов.
Технологич.
поток Общее кол-
во, шт. Время ра-
боты, ч/г
Предохранительные клапаны (тяжелые углеводороды) Неочищенный нефтяной газ 1 837
Итоговая таблица:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.0002894 0.000872
0405 Пентан (458) 0.000286 0.000862
0410 Метан (734*) 0.001525 0.004595
0412 Изобутан (282) 0.0004126 0.001243
0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*) 0.00685 0.02064
Источник загрязнения 6016, Емкость для нефти
Список литературы:
Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Расчеты по п 5.
Вид выброса, VV = Выбросы паров нефти и бензинов
Нефтепродукт, NPNAME = Сырая нефть
Минимальная температура смеси, гр.C, TMIN = -2
Коэффициент Kt (Прил.7), KT = 0.27
KTMIN = 0.27
Максимальная температура смеси, гр.C, TMAX = 90
Коэффициент Kt (Прил.7), KT = 1.08
KTMAX = 1.08
Таблица: отсутствует в исходных данных
Режим эксплуатации, _NAME_ = "буферная емкость" (все типы резервуаров)
Конструкция резервуаров, _NAME_ = Наземный горизонтальный
Объем одного резервуара данного типа, м3, VI = 100
Количество резервуаров данного типа, NR = 1
Количество групп одноцелевых резервуаров, KNR = 1
Категория веществ, _NAME_ = А, Б, В
Значение Kpsr(Прил.8), KPSR = 0.1
Значение Kpmax(Прил.8), KPM = 0.1
Коэффициент , KPSR = 0.1
Коэффициент, KPMAX = 0.1
Общий объем резервуаров, м3, V = 100
Количество жидкости закачиваемое в резервуар в течении года, т/год, B = 5235
Плотность смеси, т/м3, RO = 0.73
Годовая оборачиваемость резервуара (5.1.8), NN = B / (RO · V) = 5235 / (0.73 · 100) = 71.7
Коэффициент (Прил. 10), KOB = 1.604
Максимальный объем паровоздушной смеси, вытесняемой
из резервуара во время его закачки, м3/час, VCMAX = 0.5
Расчет для летнего сорта нефти (бензина)
Давление паров летнего сорта, мм.рт.ст., PL = 445
Температура начала кипения смеси, гр.C, TKIP = 90
Молекулярная масса паров смеси, кг/кмоль, MRS = 0.6 · TKIP + 45 = 0.6 · 90 + 45 = 99
Молекулярная масса паров летнего сорта, кг/кмоль, MRL = 99
Расчет для зимнего сорта нефти (бензина)
Давление паров зимнего сорта, мм.рт.ст., PZ = 545
Температура начала кипения смеси, гр.C, TKIP = 90
Молекулярная масса паров смеси, кг/кмоль, MRS = 0.6 · TKIP + 45 = 0.6 · 90 + 45 = 99
Молекулярная масса паров зимнего сорта, кг/кмоль, MRZ = 99
Коэффициент, KB = 1
M = (PL · KTMAX · KB · MRL) + (PZ · KTMIN · MRZ) = (445 · 1.08 · 1 · 99) + (545 · 0.27 · 99) = 62147.3
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.3), M = M · 0.294 · KPSR · KOB · B / (10 EQ \s\up6(7) · RO) = 62147.3 · 0.294 · 0.1 · 1.604 · 5235 / (10 EQ \s\up6(7) · 0.73) = 2.1
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.1), G = 0.163 · PL · MRL · KTMAX · KPMAX · KB · VCMAX / 10 EQ \s\up6(4) = 0.163 · 445 · 99 · 1.08 · 0.1 · 1 · 0.5 / 10 EQ \s\up6(4) = 0.0388
Примесь: 0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 72.46
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 72.46 · 2.1 / 100 = 1.522
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 72.46 · 0.0388 / 100 = 0.0281
Примесь: 0416 Смесь углеводородов предельных С6-С10 (1532*, 1540*)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 26.8
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 26.8 · 2.1 / 100 = 0.563
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 26.8 · 0.0388 / 100 = 0.0104
Примесь: 0602 Бензол (64)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.35
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.35 · 2.1 / 100 = 0.00735
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.35 · 0.0388 / 100 = 0.0001358
Примесь: 0621 Метилбензол (353)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.22
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.22 · 2.1 / 100 = 0.00462
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.22 · 0.0388 / 100 = 0.0000854
Примесь: 0616 Диметилбензол (смесь о-, м-, п- изомеров) (203)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.11
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.11 · 2.1 / 100 = 0.00231
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.11 · 0.0388 / 100 = 0.0000427
Примесь: 0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Концентрация ЗВ в парах, % масс(Прил. 14), CI = 0.06
Среднегодовые выбросы, т/год (5.2.5), _M_ = CI · M / 100 = 0.06 · 2.1 / 100 = 0.00126
Максимальный из разовых выброс, г/с (5.2.4), _G_ = CI · G / 100 = 0.06 · 0.0388 / 100 = 0.0000233
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.0000233 0.00126
0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*) 0.0281 1.522
0416 Смесь углеводородов предельных С6-С10 (1532*, 1540*) 0.0104 0.563
0602 Бензол (64) 0.0001358 0.00735
0616 Диметилбензол (смесь о-, м-, п- изомеров) (203) 0.0000427 0.00231
0621 Метилбензол (353) 0.0000854 0.00462
Источник загрязнения 6017, Дренажная емкость
Список литературы:
1. Методика расчетов выбросов в окружающую среду от неорганизованных источников АО "Казтрансойла" Астана, 2005 (п.6.1, 6.2, 6.3 и 6.4)
2. Методическое пособие по расчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух (дополненное и переработанное), CПб, НИИ Атмосфера, 2005
3. Методические указания по определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров РНД 211.2.02.09-2004. Астана, 2005
Наименование оборудования: Запорно-регулирующая арматура (тяжелые углеводороды)
Наименование технологического потока: Неочищенный нефтяной газ
Расчетная величина утечки, кг/с(Прил.Б1), Q = 0.006588
Расчетная доля уплотнений, потерявших герметичность, доли единицы(Прил.Б1), X = 0.07
Общее количество данного оборудования, шт., N = 1
Среднее время работы данного оборудования, час/год, _T_ = 837
Суммарная утечка всех компонентов, кг/час (6.1), G = X · Q · N = 0.07 · 0.006588 · 1 = 0.000461
Суммарная утечка всех компонентов, г/с, G = G / 3.6 = 0.000461 / 3.6 = 0.000128
Примесь: 0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 63.39
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 63.39 / 100 = 0.0000811
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0000811 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0002444
Примесь: 0410 Метан (734*)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 14.12
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 14.12 / 100 = 0.00001807
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001807 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.0000544
Примесь: 0412 Изобутан (282)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 3.82
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 3.82 / 100 = 0.00000489
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00000489 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001473
Примесь: 0405 Пентан (458)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 2.65
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 2.65 / 100 = 0.00000339
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00000339 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001021
Примесь: 0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Массовая концентрация компонента в потоке, %, C = 2.68
Максимальный разовый выброс, г/с, _G_ = G · C / 100 = 0.000128 · 2.68 / 100 = 0.00000343
Валовый выброс, т/год, _M_ = _G_ · _T_ · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00000343 · 837 · 3600 / 10 EQ \s\up6(6) = 0.00001034
Сводная таблица расчетов:
Оборудов.
Технологич.
поток Общее кол-
во, шт. Время ра-
боты, ч/г
Запорно-регулирующая арматура (тяжелые углеводороды) Неочищенный нефтяной газ 1 837
Итоговая таблица:
Код Примесь Выброс г/с Выброс т/год
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.00000343 0.00001034
0405 Пентан (458) 0.00000339 0.00001021
0410 Метан (734*) 0.00001807 0.0000544
0412 Изобутан (282) 0.00000489 0.00001473
0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*) 0.0000811 0.0002444
Таблица 6.1.
Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу при СМР и подготовительных работах
ЭРА v2.0 ТОО "Каспиан Энерджи Ресерч" Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу
на существующее положение
Атырау, ОВОС_СМР и подготовительные работы
Код Н а и м е н о в а н и е ПДК ПДК ОБУВ Класс Выброс Выброс Значение Выброс
загр. вещества максим. средне- ориентир. опас- вещества вещества, КОВ вещества,
веще- разовая, суточная, безопасн. ности г/с т/год (M/ПДК)**а усл.т/год
ства мг/м3 мг/м3 УВ,мг/м3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
0123 Железо (II, III) оксиды /в 0.04 3 0.001752 0.00535 0 0.13375
пересчете на железо/ (277) 0143 Марганец и его соединения /в 0.01 0.001 2 0.0001508 0.00046 0 0.46
пересчете на марганца (IV) оксид/ (332) 0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.2 0.04 2 0.000246 0.00075 0 0.01875
0337 Углерод оксид (594) 5 3 4 0.00218 0.00665 0 0.00221667
0342 Фтористые газообразные соединения 0.02 0.005 2 0.000123 0.000375 0 0.075
/в пересчете на фтор/ (627) 0344 Фториды неорганические плохо 0.2 0.03 2 0.000541 0.00165 0 0.055
растворимые - (алюминия фторид, кальция фторид, натрия гексафторалюминат) (625) 2908 Пыль неорганическая: 70-20% 0.3 0.1 3 0.3697894 0.089 0 0.89
двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503) В С Е Г О: 0.3747822 0.104235 1.63471667
Примечания: 1. В колонке 9: "M" - выброс ЗВ,т/год; "ПДК" - ПДКс.с. или (при отсутствии ПДКс.с.) ПДКм.р. или (при отсутствии
ПДКм.р.) ОБУВ;"a" - константа, зависящая от класса опасности ЗВ
2. Способ сортировки: по возрастанию кода ЗВ (колонка 1)
Таблица 6.2.
Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу при бурении
ЭРА v2.0 ТОО "Каспиан Энерджи Ресерч" Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу на существующее положение
Атырау, ОВОС_Строительство скважины
Код Н а и м е н о в а н и е ПДК ПДК ОБУВ Класс Выброс Выброс Значение Выброс
загр. вещества максим. средне- ориентир. опас- вещества вещества, КОВ вещества,
веще- разовая, суточная, безопасн. ности г/с т/год (M/ПДК)**а усл.т/год
ства мг/м3 мг/м3 УВ,мг/м3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.2 0.04 2 0.9512355554 26.26816 4598.1227 656.704
0304 Азот (II) оксид (6) 0.4 0.06 3 0.1545757778 4.268576 71.1429 71.1429333
0328 Углерод (593) 0.15 0.05 3 0.0621111108 2.0824 41.648 41.648
0330 Сера диоксид (526) 0.125 3 0.1484222222 3.6508 29.2064 29.2064
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.008 2 0.000003887 0.00004724 0 0.005905
0337 Углерод оксид (594) 5 3 4 0.7685333336 22.4056 6.1082 7.46853333
0405 Пентан (458) 100 25 4 0.00000339 0.00003514 0 0.00000141
0410 Метан (734*) 50 0.00001807 0.0001874 0 0.00000375
0412 Изобутан (282) 15 4 0.00000489 0.0000507 0 0.00000338
0415 Смесь углеводородов предельных 50 0.0000811 0.0008408 0 0.00001682
С1-С5 (1531*, 1539*) 0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000001 1 0.00000148624 0.00004301 598.5054 43.01
1325 Формальдегид (619) 0.035 0.003 2 0.0148866666 0.44284 660.4855 147.613333
2735 Масло минеральное нефтяное 0.05 0.00001625 0.000073 0 0.00146
(веретенное, машинное, цилиндровое и др.) (723*) 2754 Углеводороды предельные С12-19 /в 1 4 0.4222563334 11.97726 9.3438 11.97726
пересчете на С/ (592) 2908 Пыль неорганическая: 70-20% 0.3 0.1 3 0.0014 0.04009 0 0.4009
двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503) В С Е Г О: 2.52355007304 71.13700329 6014.6 1009.17875
Примечания: 1. В колонке 9: "M" - выброс ЗВ,т/год; "ПДК" - ПДКс.с. или (при отсутствии ПДКс.с.) ПДКм.р. или (при отсутствии
ПДКм.р.) ОБУВ;"a" - константа, зависящая от класса опасности ЗВ
2. Способ сортировки: по возрастанию кода ЗВ (колонка 1)
Таблица 6.3.
Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу при испытании 1 объекта
ЭРА v2.0 ТОО "Каспиан Энерджи Ресерч" Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу
на существующее положение
Атырау, ОВОС_Испытание 1 объекта
Код Н а и м е н о в а н и е ПДК ПДК ОБУВ Класс Выброс Выброс Значение Выброс
загр. вещества максим. средне- ориентир. опас- вещества вещества, КОВ вещества,
веще- разовая, суточная, безопасн. ности г/с т/год (M/ПДК)**а усл.т/год
ства мг/м3 мг/м3 УВ,мг/м3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.2 0.04 2 6.7551433332 15.06174644 2231.3102 376.543661
0304 Азот (II) оксид (6) 0.4 0.06 3 1.0971306668 2.445508 40.7585 40.7584667
0328 Углерод (593) 0.15 0.05 3 0.37038 0.86159096 17.2318 17.2318192
0330 Сера диоксид (526) 0.125 3 1.4007182274 3.1268928513 25.0151 25.0151428
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.008 2 0.0006535874 0.005268227 0 0.65852837
0337 Углерод оксид (594) 5 3 4 5.3720666672 12.0487496 3.4949 4.01624987
0380 Углерод диоксид 3.1467058956 10.988296987 0 -
0405 Пентан (458) 100 25 4 0.00057539 0.00200783 0 0.00008031
0410 Метан (734*) 50 0.00366307 0.01278074 0 0.00025561
0412 Изобутан (282) 15 4 0.00083009 0.00289706 0 0.00019314
0415 Смесь углеводородов предельных 50 0.0699811 3.840083 0 0.07680166
С1-С5 (1531*, 1539*) 0416 Смесь углеводородов предельных 30 0.0208 1.403 0 0.04676667
С6-С10 (1532*, 1540*) 0602 Бензол (64) 0.3 0.1 2 0.0002716 0.01832 0 0.1832
0616 Диметилбензол (смесь о-, м-, п- 0.2 3 0.0000854 0.005757 0 0.028785
изомеров) (203) 0621 Метилбензол (353) 0.6 3 0.0001708 0.011515 0 0.01919167
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000001 1 0.000010958 0.0000247748 234.3243 24.7748
1325 Формальдегид (619) 0.035 0.003 2 0.101404444 0.22205 269.2331 74.0166667
1715 Метантиол (1715) 0.0001 4 0.0000372185 0.000129967 1.266 1.29967
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в 1 4 2.453800778 5.53114 4.6616 5.53114
пересчете на С/ (592) В С Е Г О: 20.7944292261 55.587758437 2827.3 570.201419
Примечания: 1. В колонке 9: "M" - выброс ЗВ,т/год; "ПДК" - ПДКс.с. или (при отсутствии ПДКс.с.) ПДКм.р. или (при отсутствии
ПДКм.р.) ОБУВ;"a" - константа, зависящая от класса опасности ЗВ
2. Способ сортировки: по возрастанию кода ЗВ (колонка 1)
Таблица 6.4.
Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу при испытании 2-5 объекты
ЭРА v2.0 ТОО "Каспиан Энерджи Ресерч" Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу на существующее положение
Атырау, ОВО_Испытание (объекты №2-5)
Код Н а и м е н о в а н и е ПДК ПДК ОБУВ Класс Выброс Выброс Значение Выброс
загр. вещества максим. средне- ориентир. опас- вещества вещества, КОВ вещества,
веще- разовая, суточная, безопасн. ности г/с т/год (M/ПДК)**а усл.т/год
ства мг/м3 мг/м3 УВ,мг/м3 1-го объекта (№2) 4 объектов (№2-5) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.2 0.04 2 6.7551433332 13.13364998 52,53460 1867.3386 328.34125
0304 Азот (II) оксид (6) 0.4 0.06 3 1.0971306668 2.132468 8,52987 35.5411 35.5411333
0328 Углерод (593) 0.15 0.05 3 0.37038 0.75197998 3,00792 15.0396 15.0395996
0330 Сера диоксид (526) 0.125 3 1.4007182274 2.7201086695 10,88043 21.7609 21.7608694
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.008 2 0.0003676174 0.0041945494 0,01678 0 0.52431867
0337 Углерод оксид (594) 5 3 4 5.3720666672 10.50799984 42,03200 3.09 3.50266661
0380 Углерод диоксид 3.1467058956 9.4929823457 37,97193 0 -
0405 Пентан (458) 100 25 4 0.00029278 0.00088242 0,00353 0 0.0000353
0410 Метан (734*) 50 0.00215614 0.0064988 0,02600 0 0.00012998
0412 Изобутан (282) 15 4 0.00042238 0.00127246 0,00509 0 0.00008483
0415 Смесь углеводородов предельных 50 0.0632122 3.9171288 15,66852 0 0.07834258
С1-С5 (1531*, 1539*) 0416 Смесь углеводородов предельных 30 0.0208 1.441 5,76400 0 0.04803333
С6-С10 (1532*, 1540*) 0602 Бензол (64) 0.3 0.1 2 0.0002716 0.01882 0,07528 0 0.1882
0616 Диметилбензол (смесь о-, м-, п- 0.2 3 0.0000854 0.00591 0,02364 0 0.02955
изомеров) (203) 0621 Метилбензол (353) 0.6 3 0.0001708 0.01182 0,47280 0 0.0197
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000001 1 0.000010958 0.0000216128 0,00009 185.7842 21.6128
1325 Формальдегид (619) 0.035 0.003 2 0.101404444 0.193738 0,77495 225.4871 64.5793333
1715 Метантиол (1715) 0.0001 4 0.0000372185 0.0001122808 0,00045 1.1099 1.122808
2754 Углеводороды предельные С12-19 /в 1 4 2.453800778 4.821481 19,28592 4.1197 4.821481
пересчете на С/ (592) В С Е Г О: 20.7851771061 49.162068738 196,64827 2359.3 497.210336
Примечания: 1. В колонке 9: "M" - выброс ЗВ,т/год; "ПДК" - ПДКс.с. или (при отсутствии ПДКс.с.) ПДКм.р. или (при отсутствии
ПДКм.р.) ОБУВ;"a" - константа, зависящая от класса опасности ЗВ
2. Способ сортировки: по возрастанию кода ЗВ (колонка 1)
6.1.2. Расчет выбросов в атмосферу загрязняющих веществ от передвижных источников
В соответствии с РНД 211.2.02.11- 2004г. для автомобильного парка масса выброшенного за расчетный период j-гo вредного вещества (П) при наличии в группе автомобилей с различными типами ДВС определяется по формуле:
Пj = Smi*Ji *rv.k.i
где: i -количество групп автомобилей;
Smj- удельный выброс j-ro вещества автомобилем i - ой группы с двигателем к-того типа на расчетный период. (Включает в себя пробеговый выброс с учетом картерных выбросов и испарений топлива) г/км;
Ji - пробег автомобилей i-ой группы с двигателями к - го типа за расчетный период, млн. км;
rv.k.i – коэффициент, учитывающий изменения количества выбрасываемых вредных веществ, в зависимости от скорости движения (50км/ч), 0,5
Расчет по транспорту приведен в таблице 6.1.2. (см. ниже).
Таблица 6.1.1.
Выбросы автотранспорта
Средне- Коэффициенты влияния Удельные выбросы, г/с Годовой выброс, т/период
Группа Коли- годовой Общий транспорт- чес- пробег пробег среднего воз- технического ных тво, на ед. тыс. раста парка состояния средств шт. транс- км/год окись окислы угле- окись окислы угле-
порта, углерода азота водороды углерода азота водороды
км/год CО NO CH CO NO CH 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Грузовые и специальные машины с двигателями:
----------------------------------------------
дизельными 10 2000 20 1.30 1.00 1.19 1.25 0.90 1.30 0.0387696 0.0147239 0.0189816 0.34125 0.1296 0.167076
Легковые служебные,специальные
----------------------------------------------
1 1000 1 1.19 1.00 1.11 1.25 0.90 1.30 0.0022645 0.0001636 0.0001639 0.0199325 0.00144 0.001443
6.1.3. Предложение по установлению предельно-допустимых выбросов (ПДВ)
Организацию контроля за состоянием загрязнения атмосферного воздуха на месторождении Кырыкмерген во время бурения скважины предлагается проводить в соответствии с РНД 211.2.02.02-97, РНД 211.3.01.06-97. и «Типовыми правилами организации и ведения производственного мониторинга окружающей среды».
Непосредственно мониторинг атмосферного воздуха является частью производственного мониторинга и включает:
организацию наблюдения за соблюдением нормативов ПДВ - контроль на источниках выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух;
организацию наблюдения за состоянием атмосферного воздуха на границе нормативных санитарно-защитных зон.
Для выполнения требований законодательства в области охраны атмосферного воздуха, в том числе для соблюдения нормативов предельно допустимых выбросов при проведении проектируемых работ, предусматривается система контроля источников загрязнения атмосферы.
Предложения по контролю на источниках выбросов в период бурения скважины на месторождении даны в соответствии с требованиями РНД 211.3.01.06-97 «Временное руководство по контролю источников загрязнения атмосферы». Метод контроля для основных источников выбросов (дизельных генераторов и тепловых установок) - лабораторный, прямыми натурными замерами, для передвижной техники и периодически работающих источников (склад цемента, сварочные посты и др.) – расчетный.
Все источники, выбрасывающие вещество, подлежащее контролю, делятся на две категории. К первой категории относятся источники, для которых при См / ПДК > 0,5 выполняются неравенства:
М / ПДК > 0,01 при Н > 10м;
М / ПДК > 0,10 при Н < 10м.
Источники первой категории, вносящие наиболее существенный вклад в загрязнение воздуха, подлежат систематическому контролю не реже 1 раза в квартал.
Все остальные источники относятся ко второй категории и контролируются эпизодически 1 раз за период проведения работ.
Контроль над соблюдением нормативов ПДВ должен осуществляться в соответствии с рекомендациями РНД 211.2.02.02-97 и РНД 211.3.01.06-97.
Ответственность за организацию контроля и своевременную отчетность возлагается на администрацию компании производителя работ.
Категории опасности предприятия отображены в таблице 6.1.3-6.1.5..
Таблица 6.1.2.
Определение категории опасности предприятия
ЭРА v2.0 ТОО "Каспиан Энерджи Ресерч" Таблица 2.4
Определение категории опасности предприятия
на существующее положение
Атырау, ОВОС_ Камыскуль Южный
Код Н а и м е н о в а н и е ПДК ПДК ОБУВ Класс Выброс Выброс Значение Выброс
загр. вещества максим. средне- ориентир. опас- вещества вещества, КОВ вещества,
веще- разовая, суточная, безопасн. ности г/с т/год (M/ПДК)**а усл.т/год
ства мг/м3 мг/м3 УВ,мг/м3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
0123 Железо (II, III) оксиды /в 0.04 3 0.001752 0.00535 0 0.13375
пересчете на железо/ (277) 0143 Марганец и его соединения /в 0.01 0.001 2 0.0001508 0.00046 0 0.46
пересчете на марганца (IV) оксид/ (332) 0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.2 0.04 2 14.4617682218 54.46430642 11864.9956 1361.60766
0304 Азот (II) оксид (6) 0.4 0.06 3 2.3488371114 8.846552 147.4425 147.442533
0328 Углерод (593) 0.15 0.05 3 0.8028711108 3.69597094 73.9194 73.9194188
0330 Сера диоксид (526) 0.125 3 2.949858677 9.4978015208 75.9824 75.9824122
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.008 2 0.0010250918 0.0095100164 1.252 1.18875205
0337 Углерод оксид (594) 5 3 4 11.514846668 44.96899944 11.4344 14.9896665
0342 Фтористые газообразные соединения 0.02 0.005 2 0.000123 0.000375 0 0.075
/в пересчете на фтор/ (627) 0344 Фториды неорганические плохо 0.2 0.03 2 0.000541 0.00165 0 0.055
растворимые - (алюминия фторид, кальция фторид, натрия гексафторалюминат) (625) 0380 Углерод диоксид 6.2934117912 20.481279333 0 -
0405 Пентан (458) 100 25 4 0.00087156 0.00292539 0 0.00011702
0410 Метан (734*) 50 0.00583728 0.01946694 0 0.00038934
0412 Изобутан (282) 15 4 0.00125736 0.00422022 0 0.00028135
0415 Смесь углеводородов предельных 50 0.1332744 7.7580526 0 0.15516105
С1-С5 (1531*, 1539*) 0416 Смесь углеводородов предельных 30 0.0416 2.844 0 0.0948
С6-С10 (1532*, 1540*) 0602 Бензол (64) 0.3 0.1 2 0.0005432 0.03714 0 0.3714
0616 Диметилбензол (смесь о-, м-, п- 0.2 3 0.0001708 0.011667 0 0.058335
изомеров) (203) 0621 Метилбензол (353) 0.6 3 0.0003416 0.023335 0 0.03889167
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000001 1 0.00002340224 0.0000893976 2076.1272 89.3976
1325 Формальдегид (619) 0.035 0.003 2 0.2176955546 0.858628 1562.0284 286.209333
ПДВ (г/с) устанавливается для условий полной нагрузки технологического оборудования. ПДВ не должны превышаться в любой 20-ти минутный период времени. Нормативы выбросов представлены в таблицах 6.1.6.
Контроль за соблюдением ПДВ осуществляется непосредственно на всех источниках лабораторным путем один раз в квартал.
Выбросы от организованных и неорганизованных источников загрязнения должны контролироваться прямыми инструментальными методами в соответствии с РД 52.04.186-89 от 01.07.1991г.
Ведомственный контроль величин выбросов и качество атмосферного воздуха, при отсутствии специальной лаборатории, оснащённой необходимым оборудованием и приборами, контрольные замеры (не реже двух раз в год) могут производиться сторонними организациями, с которыми заключен договор по согласованию с ОТУООС. В этом случае к отчету 2 - ТП (воздух) прилагается копия договора на проведение контрольных замеров.
Результаты замеров оформляются актом, включаются в годовой и технический отчет по форме 2ТП (воздух) и учитывается при оценке деятельности предприятия.
Ответственность за организацию и своевременную отчетность возлагается на эколога предприятия.
Проверка соблюдения нормативов ПДВ осуществляется периодическим определением мощностей выбросов вредных веществ источниками предприятия. Периодичность замеров диктуется режимами работы объекта.
График инструментальных замеров утверждается первым руководителем и экологом предприятия, и оформляется приказом по предприятию.
Таблица 6.1.3.
Нормативы выбросов ЗВ в атмосферу по предприятию при СМР и подготовительных работах
ЭРА v2.0 ТОО "Каспиан Энерджи Ресерч" Hормативы выбросов загрязняющих веществ в атмосферу по предприятию
Атырау, ОВОС_СМР и подготовительные работы
Но- Hормативы выбросов загрязняющих веществ
мер Производство ис- существующее положение год
цех, участок точ- на 2016 год П Д В дос-
ника тиже
Код и наименование выб- г/с т/год г/с т/год г/с т/год ния
загрязняющего вещества роса ПДВ
1 2 3 4 5 6 7 8 9
(0123) Железо (II, III) оксиды /в пересчете на железо/ (277)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительно-монтажные 6001 0.001752 0.00535 0.001752 0.00535 0.001752 0.00535 2016
и подготовительные работы Всего: 0.001752 0.00535 0.001752 0.00535 0.001752 0.00535 2016
(0143) Марганец и его соединения /в пересчете на марганца (IV) оксид/ (332)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительно-монтажные 6001 0.0001508 0.00046 0.0001508 0.00046 0.0001508 0.00046 2016
и подготовительные работы Всего: 0.0001508 0.00046 0.0001508 0.00046 0.0001508 0.00046 2016
(0301) Азота (IV) диоксид (4)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительно-монтажные 6001 0.000246 0.00075 0.000246 0.00075 0.000246 0.00075 2016
и подготовительные работы Всего: 0.000246 0.00075 0.000246 0.00075 0.000246 0.00075 2016
(0337) Углерод оксид (594)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительно-монтажные 6001 0.00218 0.00665 0.00218 0.00665 0.00218 0.00665 2016
и подготовительные работы Всего: 0.00218 0.00665 0.00218 0.00665 0.00218 0.00665 2016
(0342) Фтористые газообразные соединения /в пересчете на фтор/ (627)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительно-монтажные 6001 0.000123 0.000375 0.000123 0.000375 0.000123 0.000375 2016
и подготовительные работы Всего: 0.000123 0.000375 0.000123 0.000375 0.000123 0.000375 2016
(0344) Фториды неорганические плохо растворимые - (алюминия фторид, кальция фторид,(625)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительно-монтажные 6001 0.000541 0.00165 0.000541 0.00165 0.000541 0.00165 2016
и подготовительные работы Всего: 0.000541 0.00165 0.000541 0.00165 0.000541 0.00165 2016
(2908) Пыль неорганическая: 70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного(503)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительно-монтажные 6001 0.0002294 0.0007 0.0002294 0.0007 0.0002294 0.0007 2016
и подготовительные работы 6002 0.00756 0.0227 0.00756 0.0227 0.00756 0.0227 2016
6003 0.362 0.0656 0.362 0.0656 0.362 0.0656 2016
Всего: 0.3697894 0.089 0.3697894 0.089 0.3697894 0.089 2016
Всего по предприятию: 0.3747822 0.104235 0.3747822 0.104235 0.3728794 0.098425 2016
Т в е р д ы е: 0.3722332 0.09646 0.3722332 0.09646 0.3703304 0.09065 2016
Газообразные, ж и д к и е: 0.002549 0.007775 0.002549 0.007775 0.002549 0.007775 2016
Таблица 6.1.4.
Нормативы выбросов ЗВ в атмосферу по предприятию при бурении скважин
ЭРА v2.0 ТОО "Каспиан Энерджи Ресерч" Hормативы выбросов загрязняющих веществ в атмосферу по предприятию
Атырау, ОВОССтроительство скважины
Но- Hормативы выбросов загрязняющих веществ
мер Производство ис- существующее положение год
цех, участок точ- на 2017 год П Д В дос-
ника тиже
Код и наименование выб- г/с т/год г/с т/год г/с т/год ния
загрязняющего вещества роса ПДВ
1 2 3 4 5 6 7 8 9
(0301) Азота (IV) диоксид (4)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 0001 0.002288889 4.45824 0.002288889 4.45824 0.002288889 4.45824 2017
0002 0.002288889 4.45824 0.002288889 4.45824 0.002288889 4.45824 2017
0003 0.002288889 4.45824 0.002288889 4.45824 0.002288889 4.45824 2017
0004 0.002288889 4.45824 0.002288889 4.45824 0.002288889 4.45824 2017
0005 0.157013333 0.128 0.157013333 0.128 0.157013333 0.128 2017
0006 0.157013333 3.2256 0.157013333 3.2256 0.157013333 3.2256 2017
0007 0.157013333 3.2256 0.157013333 3.2256 0.157013333 3.2256 2017
0008 0.157013333 0.1216 0.157013333 0.1216 0.157013333 0.1216 2017
0009 0.157013333 0.1216 0.157013333 0.1216 0.157013333 0.1216 2017
0010 0.157013333 1.6128 0.157013333 1.6128 0.157013333 1.6128 2017
Всего: 0.951235555 26.26816 0.951235555 26.26816 0.951235555 26.26816 2017
(0304) Азот (II) оксид (6) О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 0001 0.000371944 0.724464 0.000371944 0.724464 0.000371944 0.724464 2017
0002 0.000371944 0.724464 0.000371944 0.724464 0.000371944 0.724464 2017
0003 0.000371944 0.724464 0.000371944 0.724464 0.000371944 0.724464 2017
0004 0.000371944 0.724464 0.000371944 0.724464 0.000371944 0.724464 2017
0005 0.025514667 0.0208 0.025514667 0.0208 0.025514667 0.0208 2017
0006 0.025514667 0.52416 0.025514667 0.52416 0.025514667 0.52416 2017
0007 0.025514667 0.52416 0.025514667 0.52416 0.025514667 0.52416 2017
0008 0.025514667 0.01976 0.025514667 0.01976 0.025514667 0.01976 2017
0009 0.025514667 0.01976 0.025514667 0.01976 0.025514667 0.01976 2017
0010 0.025514667 0.26208 0.025514667 0.26208 0.025514667 0.26208 2017
Всего: 0.154575778 4.268576 0.154575778 4.268576 0.154575778 4.268576 2017
(0328) Углерод (593) О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 0001 0.000194444 0.3888 0.000194444 0.3888 0.000194444 0.3888 2017
0002 0.000194444 0.3888 0.000194444 0.3888 0.000194444 0.3888 2017
0003 0.000194444 0.3888 0.000194444 0.3888 0.000194444 0.3888 2017
0004 0.000194444 0.3888 0.000194444 0.3888 0.000194444 0.3888 2017
0005 0.010222222 0.008 0.010222222 0.008 0.010222222 0.008 2017
0006 0.010222222 0.2017 0.010222222 0.2017 0.010222222 0.2017 2017
0007 0.010222222 0.2017 0.010222222 0.2017 0.010222222 0.2017 2017
0008 0.010222222 0.0076 0.010222222 0.0076 0.010222222 0.0076 2017
0009 0.010222222 0.0076 0.010222222 0.0076 0.010222222 0.0076 2017
0010 0.010222222 0.1008 0.010222222 0.1008 0.010222222 0.1008 2017
Всего: 0.062111111 2.0824 0.062111111 2.0824 0.062111111 2.0824 2017
(0330) Сера диоксид (526)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 0001 0.000305556 0.5832 0.000305556 0.5832 0.000305556 0.5832 2017
0002 0.000305556 0.5832 0.000305556 0.5832 0.000305556 0.5832 2017
0003 0.000305556 0.5832 0.000305556 0.5832 0.000305556 0.5832 2017
0004 0.000305556 0.5832 0.000305556 0.5832 0.000305556 0.5832 2017
0005 0.024533333 0.02 0.024533333 0.02 0.024533333 0.02 2017
0006 0.024533333 0.504 0.024533333 0.504 0.024533333 0.504 2017
0007 0.024533333 0.504 0.024533333 0.504 0.024533333 0.504 2017
0008 0.024533333 0.019 0.024533333 0.019 0.024533333 0.019 2017
0009 0.024533333 0.019 0.024533333 0.019 0.024533333 0.019 2017
0010 0.024533333 0.252 0.024533333 0.252 0.024533333 0.252 2017
Всего: 0.148422222 3.6508 0.148422222 3.6508 0.148422222 3.6508 2017
(0333) Сероводород (Дигидросульфид) (528)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 6004 0.000000457 0.00001168 0.000000457 0.00001168 0.000000457 0.00001168 2017
6012 0.00000343 0.00003556 0.00000343 0.00003556 0.00000343 0.00003556 2017
Всего: 0.000003887 0.00004724 0.000003887 0.00004724 0.000003887 0.00004724 2017
(0337) Углерод оксид (594)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 0001 0.002 3.888 0.002 3.888 0.002 3.888 2017
0002 0.002 3.888 0.002 3.888 0.002 3.888 2017
0003 0.002 3.888 0.002 3.888 0.002 3.888 2017
0004 0.002 3.888 0.002 3.888 0.002 3.888 2017
0005 0.126755556 0.104 0.126755556 0.104 0.126755556 0.104 2017
0006 0.126755556 2.6208 0.126755556 2.6208 0.126755556 2.6208 2017
0007 0.126755556 2.6208 0.126755556 2.6208 0.126755556 2.6208 2017
0008 0.126755556 0.0988 0.126755556 0.0988 0.126755556 0.0988 2017
0009 0.126755556 0.0988 0.126755556 0.0988 0.126755556 0.0988 2017
0010 0.126755556 1.3104 0.126755556 1.3104 0.126755556 1.3104 2017
Всего: 0.768533334 22.4056 0.768533334 22.4056 0.768533334 22.4056 2017
(0405) Пентан (458) Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 6012 0.00000339 0.00003514 0.00000339 0.00003514 0.00000339 0.00003514 2017
Всего: 0.00000339 0.00003514 0.00000339 0.00003514 0.00000339 0.00003514 2017
(0410) Метан (734*) Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 6012 0.00001807 0.0001874 0.00001807 0.0001874 0.00001807 0.0001874 2017
Всего: 0.00001807 0.0001874 0.00001807 0.0001874 0.00001807 0.0001874 2017
(0412) Изобутан (282) Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 6012 0.00000489 0.0000507 0.00000489 0.0000507 0.00000489 0.0000507 2017
Всего: 0.00000489 0.0000507 0.00000489 0.0000507 0.00000489 0.0000507 2017
(0415) Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 6012 0.0000811 0.0008408 0.0000811 0.0008408 0.0000811 0.0008408 2017
Всего: 0.0000811 0.0008408 0.0000811 0.0008408 0.0000811 0.0008408 2017
(0703) Бенз/а/пирен (54)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 0001 0.000000004 0.000007128 0.000000004 0.000007128 0.000000004 0.000007128 2017
0002 0.000000004 0.000007128 0.000000004 0.000007128 0.000000004 0.000007128 2017
0003 0.000000004 0.000007128 0.000000004 0.000007128 0.000000004 0.000007128 2017
0004 0.000000004 0.000007128 0.000000004 0.000007128 0.000000004 0.000007128 2017
0005 0.000000245 0.00000022 0.000000245 0.00000022 0.000000245 0.00000022 2017
0006 0.000000245 0.000005544 0.000000245 0.000005544 0.000000245 0.000005544 2017
0007 0.000000245 0.000005544 0.000000245 0.000005544 0.000000245 0.000005544 2017
0008 0.000000245 0.000000209 0.000000245 0.000000209 0.000000245 0.000000209 2017
0009 0.000000245 0.000000209 0.000000245 0.000000209 0.000000245 0.000000209 2017
0010 0.000000245 0.000002772 0.000000245 0.000002772 0.000000245 0.000002772 2017
Всего: 0.000001486 0.00004301 0.000001486 0.00004301 0.000001486 0.00004301 2017
(1325) Формальдегид (619)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 0001 0.000041667 0.07776 0.000041667 0.07776 0.000041667 0.07776 2017
0002 0.000041667 0.07776 0.000041667 0.07776 0.000041667 0.07776 2017
0003 0.000041667 0.07776 0.000041667 0.07776 0.000041667 0.07776 2017
0004 0.000041667 0.07776 0.000041667 0.07776 0.000041667 0.07776 2017
0005 0.002453333 0.002 0.002453333 0.002 0.002453333 0.002 2017
0006 0.002453333 0.0504 0.002453333 0.0504 0.002453333 0.0504 2017
0007 0.002453333 0.0504 0.002453333 0.0504 0.002453333 0.0504 2017
0008 0.002453333 0.0019 0.002453333 0.0019 0.002453333 0.0019 2017
0009 0.002453333 0.0019 0.002453333 0.0019 0.002453333 0.0019 2017
0010 0.002453333 0.0252 0.002453333 0.0252 0.002453333 0.0252 2017
Всего: 0.014886667 0.44284 0.014886667 0.44284 0.014886667 0.44284 2017
(2735) Масло минеральное нефтяное (веретенное, машинное, цилиндровое и др.) (723*)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 6005 0.00001625 0.000073 0.00001625 0.000073 0.00001625 0.000073 2017
Всего: 0.00001625 0.000073 0.00001625 0.000073 0.00001625 0.000073 2017
(2754) Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 0001 0.001 1.944 0.001 1.944 0.001 1.944 2017
0002 0.001 1.944 0.001 1.944 0.001 1.944 2017
0003 0.001 1.944 0.001 1.944 0.001 1.944 2017
0004 0.001 1.944 0.001 1.944 0.001 1.944 2017
0005 0.059288889 0.048 0.059288889 0.048 0.059288889 0.048 2017
0006 0.059288889 1.2096 0.059288889 1.2096 0.059288889 1.2096 2017
0007 0.059288889 1.2096 0.059288889 1.2096 0.059288889 1.2096 2017
0008 0.059288889 0.0456 0.059288889 0.0456 0.059288889 0.0456 2017
0009 0.059288889 0.0456 0.059288889 0.0456 0.059288889 0.0456 2017
0010 0.059288889 0.6048 0.059288889 0.6048 0.059288889 0.6048 2017
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
6004 0.000163 0.00416 0.000163 0.00416 0.000163 0.00416 2017
6006 0.0278 0.756 0.0278 0.756 0.0278 0.756 2017
6008 0.00556 0.0288 0.00556 0.0288 0.00556 0.0288 2017
6009 0.0111 0.0576 0.0111 0.0576 0.0111 0.0576 2017
6011 0.0179 0.1915 0.0179 0.1915 0.0179 0.1915 2017
Всего: 0.422256333 11.97726 0.422256333 11.97726 0.422256333 11.97726 2017
(2908) Пыль неорганическая: 70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного(503)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Строительство скважины 6007 0.000913 0.03586 0.000913 0.03586 0.000913 0.03586 2017
6010 0.000487 0.00423 0.000487 0.00423 0.000487 0.00423 2017
Всего: 0.0014 0.04009 0.0014 0.04009 0.0014 0.04009 2017
Всего по предприятию: 2.523550073 71.13700329 2.523550073 71.13700329 2.523426373 71.13581625 2017
Т в е р д ы е: 0.063512597 2.12253301 0.063512597 2.12253301 0.063512597 2.12253301 2017
Газообразные, ж и д к и е: 2.460037476 69.01447028 2.460037476 69.01447028 2.459913776 69.01328324 2017
Таблица 6.1.5.
Нормативы выбросов ЗВ в атмосферу по предприятию при испытании 1 объекта
ЭРА v2.0 ТОО "Каспиан Энерджи Ресерч" Hормативы выбросов загрязняющих веществ в атмосферу по предприятию
Атырау, ОВОС_Испытание 1 объекта
Но- Hормативы выбросов загрязняющих веществ
мер Производство ис- существующее положение год
цех, участок точ- на 2017 год П Д В дос-
ника тиже
Код и наименование выб- г/с т/год г/с т/год г/с т/год ния
загрязняющего вещества роса ПДВ
1 2 3 4 5 6 7 8 9
(0301) Азота (IV) диоксид (4)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 0001 1.373866667 2.4444 1.373866667 2.4444 1.373866667 2.4444 2017
0002 1.373866667 2.4444 1.373866667 2.4444 1.373866667 2.4444 2017
0003 1.373866667 2.4444 1.373866667 2.4444 1.373866667 2.4444 2017
0004 1.373866667 2.4444 1.373866667 2.4444 1.373866667 2.4444 2017
0005 0.157013333 0.128 0.157013333 0.128 0.157013333 0.128 2017
0006 0.157013333 2.17184 0.157013333 2.17184 0.157013333 2.17184 2017
0007 0.157013333 2.17184 0.157013333 2.17184 0.157013333 2.17184 2017
0011 0.157013333 0.16 0.157013333 0.16 0.157013333 0.16 2017
0012 0.157013333 0.16 0.157013333 0.16 0.157013333 0.16 2017
0013 0.157013333 0.16 0.157013333 0.16 0.157013333 0.16 2017
0014 0.157013333 0.16 0.157013333 0.16 0.157013333 0.16 2017
0015 0.157013333 0.16 0.157013333 0.16 0.157013333 0.16 2017
0016 0.00357 0.01246644 0.00357 0.01246644 0.00357 0.01246644 2017
Всего: 6.755143333 15.06174644 6.755143333 15.06174644 6.755143333 15.06174644 2017
(0304) Азот (II) оксид (6) О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 0001 0.223253333 0.397215 0.223253333 0.397215 0.223253333 0.397215 2017
0002 0.223253333 0.397215 0.223253333 0.397215 0.223253333 0.397215 2017
0003 0.223253333 0.397215 0.223253333 0.397215 0.223253333 0.397215 2017
0004 0.223253333 0.397215 0.223253333 0.397215 0.223253333 0.397215 2017
0005 0.025514667 0.0208 0.025514667 0.0208 0.025514667 0.0208 2017
0006 0.025514667 0.352924 0.025514667 0.352924 0.025514667 0.352924 2017
0007 0.025514667 0.352924 0.025514667 0.352924 0.025514667 0.352924 2017
0011 0.025514667 0.026 0.025514667 0.026 0.025514667 0.026 2017
0012 0.025514667 0.026 0.025514667 0.026 0.025514667 0.026 2017
0013 0.025514667 0.026 0.025514667 0.026 0.025514667 0.026 2017
0014 0.025514667 0.026 0.025514667 0.026 0.025514667 0.026 2017
0015 0.025514667 0.026 0.025514667 0.026 0.025514667 0.026 2017
Всего: 1.097130667 2.445508 1.097130667 2.445508 1.097130667 2.445508 2017
(0328) Углерод (593) О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 0001 0.071555556 0.13095 0.071555556 0.13095 0.071555556 0.13095 2017
0002 0.071555556 0.13095 0.071555556 0.13095 0.071555556 0.13095 2017
0003 0.071555556 0.13095 0.071555556 0.13095 0.071555556 0.13095 2017
0004 0.071555556 0.13095 0.071555556 0.13095 0.071555556 0.13095 2017
0005 0.010222222 0.008 0.010222222 0.008 0.010222222 0.008 2017
0006 0.010222222 0.13574 0.010222222 0.13574 0.010222222 0.13574 2017
0007 0.010222222 0.13574 0.010222222 0.13574 0.010222222 0.13574 2017
0011 0.010222222 0.01 0.010222222 0.01 0.010222222 0.01 2017
0012 0.010222222 0.01 0.010222222 0.01 0.010222222 0.01 2017
0013 0.010222222 0.01 0.010222222 0.01 0.010222222 0.01 2017
0014 0.010222222 0.01 0.010222222 0.01 0.010222222 0.01 2017
0015 0.010222222 0.01 0.010222222 0.01 0.010222222 0.01 2017
0016 0.00238 0.00831096 0.00238 0.00831096 0.00238 0.00831096 2017
Всего: 0.37038 0.86159096 0.37038 0.86159096 0.37038 0.86159096 2017
(0330) Сера диоксид (526)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 0001 0.286222222 0.5238 0.286222222 0.5238 0.286222222 0.5238 2017
0002 0.286222222 0.5238 0.286222222 0.5238 0.286222222 0.5238 2017
0003 0.286222222 0.5238 0.286222222 0.5238 0.286222222 0.5238 2017
0004 0.286222222 0.5238 0.286222222 0.5238 0.286222222 0.5238 2017
0005 0.024533333 0.02 0.024533333 0.02 0.024533333 0.02 2017
0006 0.024533333 0.33935 0.024533333 0.33935 0.024533333 0.33935 2017
0007 0.024533333 0.33935 0.024533333 0.33935 0.024533333 0.33935 2017
0011 0.024533333 0.025 0.024533333 0.025 0.024533333 0.025 2017
0012 0.024533333 0.025 0.024533333 0.025 0.024533333 0.025 2017
0013 0.024533333 0.025 0.024533333 0.025 0.024533333 0.025 2017
0014 0.024533333 0.025 0.024533333 0.025 0.024533333 0.025 2017
0015 0.024533333 0.025 0.024533333 0.025 0.024533333 0.025 2017
0016 0.059562672 0.2079928513 0.059562672 0.2079928513 0.059562672 0.2079928513 2017
Всего: 1.400718227 3.1268928513 1.400718227 3.1268928513 1.400718227 3.1268928513 2017
(0333) Сероводород (Дигидросульфид) (528)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 0016 0.0000243 0.000084857 0.0000243 0.000084857 0.0000243 0.000084857 2017
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
6004 0.000000457 0.0000114 0.000000457 0.0000114 0.000000457 0.0000114 2017
6013 0.0000233 0.002274 0.0000233 0.002274 0.0000233 0.002274 2017
6014 0.0002894 0.00101 0.0002894 0.00101 0.0002894 0.00101 2017
6015 0.0002894 0.00101 0.0002894 0.00101 0.0002894 0.00101 2017
6016 0.0000233 0.000866 0.0000233 0.000866 0.0000233 0.000866 2017
6017 0.00000343 0.00001197 0.00000343 0.00001197 0.00000343 0.00001197 2017
Всего: 0.000653587 0.005268227 0.000653587 0.005268227 0.000653587 0.005268227 2017
(0337) Углерод оксид (594)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 0001 1.083555556 1.9206 1.083555556 1.9206 1.083555556 1.9206 2017
0002 1.083555556 1.9206 1.083555556 1.9206 1.083555556 1.9206 2017
0003 1.083555556 1.9206 1.083555556 1.9206 1.083555556 1.9206 2017
0004 1.083555556 1.9206 1.083555556 1.9206 1.083555556 1.9206 2017
0005 0.126755556 0.104 0.126755556 0.104 0.126755556 0.104 2017
0006 0.126755556 1.76462 0.126755556 1.76462 0.126755556 1.76462 2017
0007 0.126755556 1.76462 0.126755556 1.76462 0.126755556 1.76462 2017
0011 0.126755556 0.13 0.126755556 0.13 0.126755556 0.13 2017
0012 0.126755556 0.13 0.126755556 0.13 0.126755556 0.13 2017
0013 0.126755556 0.13 0.126755556 0.13 0.126755556 0.13 2017
0014 0.126755556 0.13 0.126755556 0.13 0.126755556 0.13 2017
0015 0.126755556 0.13 0.126755556 0.13 0.126755556 0.13 2017
0016 0.0238 0.0831096 0.0238 0.0831096 0.0238 0.0831096 2017
Всего: 5.372066667 12.0487496 5.372066667 12.0487496 5.372066667 12.0487496 2017
(0380) Углерод диоксид О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 0016 3.146705896 10.988296987 3.146705896 10.988296987 3.146705896 10.988296987 2017
Всего: 3.146705896 10.988296987 3.146705896 10.988296987 3.146705896 10.988296987 2017
(0405) Пентан (458) Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 6014 0.000286 0.000998 0.000286 0.000998 0.000286 0.000998 2017
6015 0.000286 0.000998 0.000286 0.000998 0.000286 0.000998 2017
6017 0.00000339 0.00001183 0.00000339 0.00001183 0.00000339 0.00001183 2017
Всего: 0.00057539 0.00200783 0.00057539 0.00200783 0.00057539 0.00200783 2017
(0410) Метан (734*) О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 0016 0.000595 0.00207774 0.000595 0.00207774 0.000595 0.00207774 2017
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
6014 0.001525 0.00532 0.001525 0.00532 0.001525 0.00532 2017
6015 0.001525 0.00532 0.001525 0.00532 0.001525 0.00532 2017
6017 0.00001807 0.000063 0.00001807 0.000063 0.00001807 0.000063 2017
Всего: 0.00366307 0.01278074 0.00366307 0.01278074 0.00366307 0.01278074 2017
(0412) Изобутан (282) Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 6014 0.0004126 0.00144 0.0004126 0.00144 0.0004126 0.00144 2017
6015 0.0004126 0.00144 0.0004126 0.00144 0.0004126 0.00144 2017
6017 0.00000489 0.00001706 0.00000489 0.00001706 0.00000489 0.00001706 2017
Всего: 0.00083009 0.00289706 0.00083009 0.00289706 0.00083009 0.00289706 2017
(0415) Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 6013 0.0281 2.746 0.0281 2.746 0.0281 2.746 2017
6014 0.00685 0.0239 0.00685 0.0239 0.00685 0.0239 2017
6015 0.00685 0.0239 0.00685 0.0239 0.00685 0.0239 2017
6016 0.0281 1.046 0.0281 1.046 0.0281 1.046 2017
6017 0.0000811 0.000283 0.0000811 0.000283 0.0000811 0.000283 2017
Всего: 0.0699811 3.840083 0.0699811 3.840083 0.0699811 3.840083 2017
(0416) Смесь углеводородов предельных С6-С10 (1532*, 1540*)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 6013 0.0104 1.016 0.0104 1.016 0.0104 1.016 2017
6016 0.0104 0.387 0.0104 0.387 0.0104 0.387 2017
Всего: 0.0208 1.403 0.0208 1.403 0.0208 1.403 2017
(0602) Бензол (64) Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 6013 0.0001358 0.01327 0.0001358 0.01327 0.0001358 0.01327 2017
6016 0.0001358 0.00505 0.0001358 0.00505 0.0001358 0.00505 2017
Всего: 0.0002716 0.01832 0.0002716 0.01832 0.0002716 0.01832 2017
(0616) Диметилбензол (смесь о-, м-, п- изомеров) (203)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 6013 0.0000427 0.00417 0.0000427 0.00417 0.0000427 0.00417 2017
6016 0.0000427 0.001587 0.0000427 0.001587 0.0000427 0.001587 2017
Всего: 0.0000854 0.005757 0.0000854 0.005757 0.0000854 0.005757 2017
(0621) Метилбензол (353)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 6013 0.0000854 0.00834 0.0000854 0.00834 0.0000854 0.00834 2017
6016 0.0000854 0.003175 0.0000854 0.003175 0.0000854 0.003175 2017
Всего: 0.0001708 0.011515 0.0001708 0.011515 0.0001708 0.011515 2017
(0703) Бенз/а/пирен (54)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 0001 0.000002249 0.0000039285 0.000002249 0.0000039285 0.000002249 0.0000039285 2017
0002 0.000002249 0.0000039285 0.000002249 0.0000039285 0.000002249 0.0000039285 2017
0003 0.000002249 0.0000039285 0.000002249 0.0000039285 0.000002249 0.0000039285 2017
0004 0.000002249 0.0000039285 0.000002249 0.0000039285 0.000002249 0.0000039285 2017
0005 0.000000245 0.00000022 0.000000245 0.00000022 0.000000245 0.00000022 2017
0006 0.000000245 0.0000037329 0.000000245 0.0000037329 0.000000245 0.0000037329 2017
0007 0.000000245 0.0000037329 0.000000245 0.0000037329 0.000000245 0.0000037329 2017
0011 0.000000245 0.000000275 0.000000245 0.000000275 0.000000245 0.000000275 2017
0012 0.000000245 0.000000275 0.000000245 0.000000275 0.000000245 0.000000275 2017
0013 0.000000245 0.000000275 0.000000245 0.000000275 0.000000245 0.000000275 2017
0014 0.000000245 0.000000275 0.000000245 0.000000275 0.000000245 0.000000275 2017
0015 0.000000245 0.000000275 0.000000245 0.000000275 0.000000245 0.000000275 2017
Всего: 0.000010958 0.0000247748 0.000010958 0.0000247748 0.000010958 0.0000247748 2017
(1325) Формальдегид (619)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 0001 0.020444444 0.03492 0.020444444 0.03492 0.020444444 0.03492 2017
0002 0.020444444 0.03492 0.020444444 0.03492 0.020444444 0.03492 2017
0003 0.020444444 0.03492 0.020444444 0.03492 0.020444444 0.03492 2017
0004 0.020444444 0.03492 0.020444444 0.03492 0.020444444 0.03492 2017
0005 0.002453333 0.002 0.002453333 0.002 0.002453333 0.002 2017
0006 0.002453333 0.033935 0.002453333 0.033935 0.002453333 0.033935 2017
0007 0.002453333 0.033935 0.002453333 0.033935 0.002453333 0.033935 2017
0011 0.002453333 0.0025 0.002453333 0.0025 0.002453333 0.0025 2017
0012 0.002453333 0.0025 0.002453333 0.0025 0.002453333 0.0025 2017
0013 0.002453333 0.0025 0.002453333 0.0025 0.002453333 0.0025 2017
0014 0.002453333 0.0025 0.002453333 0.0025 0.002453333 0.0025 2017
0015 0.002453333 0.0025 0.002453333 0.0025 0.002453333 0.0025 2017
Всего: 0.101404444 0.22205 0.101404444 0.22205 0.101404444 0.22205 2017
(1715) Метантиол (1715)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 0016 0.000037219 0.000129967 0.000037219 0.000129967 0.000037219 0.000129967 2017
Всего: 0.000037219 0.000129967 0.000037219 0.000129967 0.000037219 0.000129967 2017
(2754) Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 1 объекта 0001 0.490666667 0.873 0.490666667 0.873 0.490666667 0.873 2017
0002 0.490666667 0.873 0.490666667 0.873 0.490666667 0.873 2017
0003 0.490666667 0.873 0.490666667 0.873 0.490666667 0.873 2017
0004 0.490666667 0.873 0.490666667 0.873 0.490666667 0.873 2017
0005 0.059288889 0.048 0.059288889 0.048 0.059288889 0.048 2017
0006 0.059288889 0.81444 0.059288889 0.81444 0.059288889 0.81444 2017
0007 0.059288889 0.81444 0.059288889 0.81444 0.059288889 0.81444 2017
0011 0.059288889 0.06 0.059288889 0.06 0.059288889 0.06 2017
0012 0.059288889 0.06 0.059288889 0.06 0.059288889 0.06 2017
0013 0.059288889 0.06 0.059288889 0.06 0.059288889 0.06 2017
0014 0.059288889 0.06 0.059288889 0.06 0.059288889 0.06 2017
0015 0.059288889 0.06 0.059288889 0.06 0.059288889 0.06 2017
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
6004 0.000163 0.00406 0.000163 0.00406 0.000163 0.00406 2017
6008 0.00556 0.0194 0.00556 0.0194 0.00556 0.0194 2017
6009 0.0111 0.0388 0.0111 0.0388 0.0111 0.0388 2017
Всего: 2.453800778 5.53114 2.453800778 5.53114 2.453800778 5.53114 2017
Всего по предприятию: 20.79442923 55.587758437 20.79442923 55.587758437 17.55134588 39.30310082 Т в е р д ы е: 0.370390958 0.8616157348 0.370390958 0.8616157348 0.370390958 0.8616157348 Газообразные, ж и д к и е: 20.42403827 54.726142702 20.42403827 54.726142702 17.18095492 38.441485085 Таблица 6.1.6.
Нормативы выбросов ЗВ в атмосферу по предприятию при испытании 2-5 объектов
ЭРА v2,0 ТОО "Каспиан Энерджи Ресерч" Hормативы выбросов загрязняющих веществ в атмосферу по предприятию
Атырау, ОВОСИспытание 2 объекта
Но- Hормативы выбросов загрязняющих веществ
мер Производство ис- существующее положение год
цех, участок точ- на 2017 год П Д В дос-
ника тиже
Код и наименование выб- г/с т/год г/с т/год г/с т/год ния
загрязняющего вещества роса 1 объекта (№2) 4-х объектов (№2-5) ПДВ
1 2 3 4 5 6 7 8 9
(0301) Азота (IV) диоксид (4) О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и Испытание 2 объекта 0001 1,373866667 2,11064 1,373866667 2,11064 8,44256 1,373866667 2,11064 2017
0002 1,373866667 2,11064 1,373866667 2,11064 8,44256 1,373866667 2,11064 2017
0003 1,373866667 2,11064 1,373866667 2,11064 8,44256 1,373866667 2,11064 2017
0004 1,373866667 2,11064 1,373866667 2,11064 8,44256 1,373866667 2,11064 2017
0005 0,157013333 0,128 0,157013333 0,128 0,512 0,157013333 0,128 2017
0006 0,157013333 1,87616 0,157013333 1,87616 7,50464 0,157013333 1,87616 2017
0007 0,157013333 1,87616 0,157013333 1,87616 7,50464 0,157013333 1,87616 2017
0011 0,157013333 0,16 0,157013333 0,16 0,64 0,157013333 0,16 2017
0012 0,157013333 0,16 0,157013333 0,16 0,64 0,157013333 0,16 2017
0013 0,157013333 0,16 0,157013333 0,16 0,64 0,157013333 0,16 2017
0014 0,157013333 0,16 0,157013333 0,16 0,64 0,157013333 0,16 2017
0015 0,157013333 0,16 0,157013333 0,16 0,64 0,157013333 0,16 2017
0016 0,00357 0,01076998 0,00357 0,01076998 0,04308 0,00357 0,01076998 2017
Всего: 6,755143333 13,13364998 6,755143333 13,13364998 52,5346 6,755143333 13,13364998 2017
(0304) Азот (II) оксид (6) О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 0001 0,223253333 0,342979 0,223253333 0,342979 1,371916 0,223253333 0,342979 2017
0002 0,223253333 0,342979 0,223253333 0,342979 1,371916 0,223253333 0,342979 2017
0003 0,223253333 0,342979 0,223253333 0,342979 1,371916 0,223253333 0,342979 2017
0004 0,223253333 0,342979 0,223253333 0,342979 1,371916 0,223253333 0,342979 2017
0005 0,025514667 0,0208 0,025514667 0,0208 0,0832 0,025514667 0,0208 2017
0006 0,025514667 0,304876 0,025514667 0,304876 1,219504 0,025514667 0,304876 2017
0007 0,025514667 0,304876 0,025514667 0,304876 1,219504 0,025514667 0,304876 2017
0011 0,025514667 0,026 0,025514667 0,026 0,104 0,025514667 0,026 2017
0012 0,025514667 0,026 0,025514667 0,026 0,104 0,025514667 0,026 2017
0013 0,025514667 0,026 0,025514667 0,026 0,104 0,025514667 0,026 2017
0014 0,025514667 0,026 0,025514667 0,026 0,104 0,025514667 0,026 2017
0015 0,025514667 0,026 0,025514667 0,026 0,104 0,025514667 0,026 2017
Всего: 1,097130667 2,132468 1,097130667 2,132468 8,529872 1,097130667 2,132468 2017
(0328) Углерод (593) О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 0001 0,071555556 0,11307 0,071555556 0,11307 0,45228 0,071555556 0,11307 2017
0002 0,071555556 0,11307 0,071555556 0,11307 0,45228 0,071555556 0,11307 2017
0003 0,071555556 0,11307 0,071555556 0,11307 0,45228 0,071555556 0,11307 2017
0004 0,071555556 0,11307 0,071555556 0,11307 0,45228 0,071555556 0,11307 2017
0005 0,010222222 0,008 0,010222222 0,008 0,032 0,010222222 0,008 2017
0006 0,010222222 0,11726 0,010222222 0,11726 0,46904 0,010222222 0,11726 2017
0007 0,010222222 0,11726 0,010222222 0,11726 0,46904 0,010222222 0,11726 2017
0011 0,010222222 0,01 0,010222222 0,01 0,04 0,010222222 0,01 2017
0012 0,010222222 0,01 0,010222222 0,01 0,04 0,010222222 0,01 2017
0013 0,010222222 0,01 0,010222222 0,01 0,04 0,010222222 0,01 2017
0014 0,010222222 0,01 0,010222222 0,01 0,04 0,010222222 0,01 2017
0015 0,010222222 0,01 0,010222222 0,01 0,04 0,010222222 0,01 2017
0016 0,00238 0,00717998 0,00238 0,00717998 0,02872 0,00238 0,00717998 2017
Всего: 0,37038 0,75197998 0,37038 0,75197998 3,00792 0,37038 0,75197998 2017
(0330) Сера диоксид (526)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 0001 0,286222222 0,45228 0,286222222 0,45228 1,80912 0,286222222 0,45228 2017
0002 0,286222222 0,45228 0,286222222 0,45228 1,80912 0,286222222 0,45228 2017
0003 0,286222222 0,45228 0,286222222 0,45228 1,80912 0,286222222 0,45228 2017
0004 0,286222222 0,45228 0,286222222 0,45228 1,80912 0,286222222 0,45228 2017
0005 0,024533333 0,02 0,024533333 0,02 0,08 0,024533333 0,02 2017
0006 0,024533333 0,29315 0,024533333 0,29315 1,1726 0,024533333 0,29315 2017
0007 0,024533333 0,29315 0,024533333 0,29315 1,1726 0,024533333 0,29315 2017
0011 0,024533333 0,025 0,024533333 0,025 0,1 0,024533333 0,025 2017
0012 0,024533333 0,025 0,024533333 0,025 0,1 0,024533333 0,025 2017
0013 0,024533333 0,025 0,024533333 0,025 0,1 0,024533333 0,025 2017
0014 0,024533333 0,025 0,024533333 0,025 0,1 0,024533333 0,025 2017
0015 0,024533333 0,025 0,024533333 0,025 0,1 0,024533333 0,025 2017
0016 0,059562672 0,1796886695 0,059562672 0,1796886695 0,718755 0,059562672 0,1796886695 2017
Всего: 1,400718227 2,7201086695 1,400718227 2,7201086695 10,88043 1,400718227 2,7201086695 2017
(0333) Сероводород (Дигидросульфид) (528)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 0016 0,0000243 0,0000733094 0,0000243 0,0000733094 0,000293
0,0000243 0,0000733094 2017
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и 6004 0,000000457 0,00000256 0,000000457 0,00000256 0,00001024 0,000000457 0,00000256 2017
6013 0,0000233 0,001966 0,0000233 0,001966 0,007864 0,0000233 0,001966 2017
6014 0,00000343 0,00001034 0,00000343 0,00001034 0,00004136 0,00000343 0,00001034 2017
6015 0,0002894 0,000872 0,0002894 0,000872 0,003488 0,0002894 0,000872 2017
6016 0,0000233 0,00126 0,0000233 0,00126 0,00504 0,0000233 0,00126 2017
6017 0,00000343 0,00001034 0,00000343 0,00001034 0,00004136 0,00000343 0,00001034 2017
Всего: 0,000367617 0,0041945494 0,000367617 0,0041945494 0,0167782 0,000367617 0,0041945494 2017
(0337) Углерод оксид (594)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 0001 1,083555556 1,65836 1,083555556 1,65836 6,63344 1,083555556 1,65836 2017
0002 1,083555556 1,65836 1,083555556 1,65836 6,63344 1,083555556 1,65836 2017
0003 1,083555556 1,65836 1,083555556 1,65836 6,63344 1,083555556 1,65836 2017
0004 1,083555556 1,65836 1,083555556 1,65836 6,63344 1,083555556 1,65836 2017
0005 0,126755556 0,104 0,126755556 0,104 0,416 0,126755556 0,104 2017
0006 0,126755556 1,52438 0,126755556 1,52438 6,09752 0,126755556 1,52438 2017
0007 0,126755556 1,52438 0,126755556 1,52438 6,09752 0,126755556 1,52438 2017
0011 0,126755556 0,13 0,126755556 0,13 0,52 0,126755556 0,13 2017
0012 0,126755556 0,13 0,126755556 0,13 0,52 0,126755556 0,13 2017
0013 0,126755556 0,13 0,126755556 0,13 0,52 0,126755556 0,13 2017
0014 0,126755556 0,13 0,126755556 0,13 0,52 0,126755556 0,13 2017
0015 0,126755556 0,13 0,126755556 0,13 0,52 0,126755556 0,13 2017
0016 0,0238 0,07179984 0,0238 0,07179984 0,28719936 0,0238 0,07179984 2017
Всего: 5,372066667 10,50799984 5,372066667 10,50799984 42,0319994 5,372066667 10,50799984 2017
(0380) Углерод диоксид О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 0016 3,146705896 9,4929823457 3,146705896 9,4929823457 37,9719294 3,146705896 9,4929823457 2017
Всего: 3,146705896 9,4929823457 3,146705896 9,4929823457 37,9719294 3,146705896 9,4929823457 2017
(0405) Пентан (458) Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 6014 0,00000339 0,00001021 0,00000339 0,00001021 0,00004084 0,00000339 0,00001021 2017
6015 0,000286 0,000862 0,000286 0,000862 0,003448 0,000286 0,000862 2017
6017 0,00000339 0,00001021 0,00000339 0,00001021 0,00004084 0,00000339 0,00001021 2017
Всего: 0,00029278 0,00088242 0,00029278 0,00088242 0,00352968 0,00029278 0,00088242 2017
(0410) Метан (734*) О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 0016 0,000595 0,001795 0,000595 0,001795 0,00718
0,000595 0,001795 2017
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и 6014 0,00001807 0,0000544 0,00001807 0,0000544 0,0002176 0,00001807 0,0000544 2017
6015 0,001525 0,004595 0,001525 0,004595 0,01838 0,001525 0,004595 2017
6017 0,00001807 0,0000544 0,00001807 0,0000544 0,0002176 0,00001807 0,0000544 2017
Всего: 0,00215614 0,0064988 0,00215614 0,0064988 0,0259952 0,00215614 0,0064988 2017
(0412) Изобутан (282) Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 6014 0,00000489 0,00001473 0,00000489 0,00001473 0,00005892 0,00000489 0,00001473 2017
6015 0,0004126 0,001243 0,0004126 0,001243 0,004972 0,0004126 0,001243 2017
6017 0,00000489 0,00001473 0,00000489 0,00001473 0,00005892 0,00000489 0,00001473 2017
Всего: 0,00042238 0,00127246 0,00042238 0,00127246 0,00508984 0,00042238 0,00127246 2017
(0415) Смесь углеводородов предельных С1-С5 (1531*, 1539*)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 6013 0,0281 2,374 0,0281 2,374 9,496 0,0281 2,374 2017
6014 0,0000811 0,0002444 0,0000811 0,0002444 0,0009776 0,0000811 0,0002444 2017
6015 0,00685 0,02064 0,00685 0,02064 0,08256 0,00685 0,02064 2017
6016 0,0281 1,522 0,0281 1,522 6,088 0,0281 1,522 2017
6017 0,0000811 0,0002444 0,0000811 0,0002444 0,0009776 0,0000811 0,0002444 2017
Всего: 0,0632122 3,9171288 0,0632122 3,9171288 15,6685152 0,0632122 3,9171288 2017
(0416) Смесь углеводородов предельных С6-С10 (1532*, 1540*)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 6013 0,0104 0,878 0,0104 0,878 3,512 0,0104 0,878 2017
6016 0,0104 0,563 0,0104 0,563 2,252 0,0104 0,563 2017
Всего: 0,0208 1,441 0,0208 1,441 5,764 0,0208 1,441 2017
(0602) Бензол (64) Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 6013 0,0001358 0,01147 0,0001358 0,01147 0,04588
0,0001358 0,01147 2017
6016 0,0001358 0,00735 0,0001358 0,00735 0,0294
0,0001358 0,00735 2017
Всего: 0,0002716 0,01882 0,0002716 0,01882 0,07528
0,0002716 0,01882 2017
(0616) Диметилбензол (смесь о-, м-, п- изомеров) (203)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 6013 0,0000427 0,0036 0,0000427 0,0036 0,0144 0,0000427 0,0036 2017
6016 0,0000427 0,00231 0,0000427 0,00231 0,00924 0,0000427 0,00231 2017
Всего: 0,0000854 0,00591 0,0000854 0,00591 0,02364 0,0000854 0,00591 2017
(0621) Метилбензол (353)
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 6013 0,0000854 0,0072 0,0000854 0,0072 0,0288 0,0000854 0,0072 2017
6016 0,0000854 0,00462 0,0000854 0,00462 0,01848 0,0000854 0,00462 2017
Всего: 0,0001708 0,01182 0,0001708 0,01182 0,04728 0,0001708 0,01182 2017
(0703) Бенз/а/пирен (54)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 0001 0,000002249 0,0000033921 0,000002249 0,0000033921 0,0000136 0,000002249 0,0000033921 2017
0002 0,000002249 0,0000033921 0,000002249 0,0000033921 0,0000136 0,000002249 0,0000033921 2017
0003 0,000002249 0,0000033921 0,000002249 0,0000033921 0,0000136 0,000002249 0,0000033921 2017
0004 0,000002249 0,0000033921 0,000002249 0,0000033921 0,0000136 0,000002249 0,0000033921 2017
0005 0,000000245 0,00000022 0,000000245 0,00000022 0,0000009 0,000000245 0,00000022 2017
0006 0,000000245 0,0000032247 0,000000245 0,0000032247 0,0000129 0,000000245 0,0000032247 2017
0007 0,000000245 0,0000032247 0,000000245 0,0000032247 0,0000129 0,000000245 0,0000032247 2017
0011 0,000000245 0,000000275 0,000000245 0,000000275 0,0000011 0,000000245 0,000000275 2017
0012 0,000000245 0,000000275 0,000000245 0,000000275 0,0000011 0,000000245 0,000000275 2017
0013 0,000000245 0,000000275 0,000000245 0,000000275 0,0000011 0,000000245 0,000000275 2017
0014 0,000000245 0,000000275 0,000000245 0,000000275 0,0000011 0,000000245 0,000000275 2017
0015 0,000000245 0,000000275 0,000000245 0,000000275 0,0000011 0,000000245 0,000000275 2017
Всего: 0,000010958 0,0000216128 0,000010958 0,0000216128 0,0000865 0,000010958 0,0000216128 2017
(1325) Формальдегид (619)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 0001 0,020444444 0,030152 0,020444444 0,030152 0,1206080 0,020444444 0,030152 2017
0002 0,020444444 0,030152 0,020444444 0,030152 0,1206080 0,020444444 0,030152 2017
0003 0,020444444 0,030152 0,020444444 0,030152 0,1206080 0,020444444 0,030152 2017
0004 0,020444444 0,030152 0,020444444 0,030152 0,1206080 0,020444444 0,030152 2017
0005 0,002453333 0,002 0,002453333 0,002 0,0080000 0,002453333 0,002 2017
0006 0,002453333 0,029315 0,002453333 0,029315 0,1172600 0,002453333 0,029315 2017
0007 0,002453333 0,029315 0,002453333 0,029315 0,1172600 0,002453333 0,029315 2017
0011 0,002453333 0,0025 0,002453333 0,0025 0,0100000 0,002453333 0,0025 2017
0012 0,002453333 0,0025 0,002453333 0,0025 0,0100000 0,002453333 0,0025 2017
0013 0,002453333 0,0025 0,002453333 0,0025 0,0100000 0,002453333 0,0025 2017
0014 0,002453333 0,0025 0,002453333 0,0025 0,0100000 0,002453333 0,0025 2017
0015 0,002453333 0,0025 0,002453333 0,0025 0,0100000 0,002453333 0,0025 2017
Всего: 0,101404444 0,193738 0,101404444 0,193738 0,7749520 0,101404444 0,193738 2017
(1715) Метантиол (1715)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 0016 0,000037219 0,0001122808 0,000037219 0,0001122808 0,000449123 0,000037219 0,0001122808 2017
Всего: 0,000037219 0,0001122808 0,000037219 0,0001122808 0,000449123 0,000037219 0,0001122808 2017
(2754) Углеводороды предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592)
О р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
Испытание 2 объекта 0001 0,490666667 0,7538 0,490666667 0,7538 3,0152 0,490666667 0,7538 2017
0002 0,490666667 0,7538 0,490666667 0,7538 3,0152 0,490666667 0,7538 2017
0003 0,490666667 0,7538 0,490666667 0,7538 3,0152 0,490666667 0,7538 2017
0004 0,490666667 0,7538 0,490666667 0,7538 3,0152 0,490666667 0,7538 2017
0005 0,059288889 0,048 0,059288889 0,048 0,192 0,059288889 0,048 2017
0006 0,059288889 0,70356 0,059288889 0,70356 2,81424 0,059288889 0,70356 2017
0007 0,059288889 0,70356 0,059288889 0,70356 2,81424 0,059288889 0,70356 2017
0011 0,059288889 0,06 0,059288889 0,06 0,24 0,059288889 0,06 2017
0012 0,059288889 0,06 0,059288889 0,06 0,24 0,059288889 0,06 2017
0013 0,059288889 0,06 0,059288889 0,06 0,24 0,059288889 0,06 2017
0014 0,059288889 0,06 0,059288889 0,06 0,24 0,059288889 0,06 2017
0015 0,059288889 0,06 0,059288889 0,06 0,24 0,059288889 0,06 2017
Н е о р г а н и з о в а н н ы е и с т о ч н и к и
6004 0,000163 0,000911 0,000163 0,000911 0,003644 0,000163 0,000911 2017
6008 0,00556 0,01675 0,00556 0,01675 0,067 0,00556 0,01675 2017
6009 0,0111 0,0335 0,0111 0,0335 0,134 0,0111 0,0335 2017
Всего: 2,453800778 4,821481 2,453800778 19,285924 19,285924 19,285924 4,821481 2017
Всего по предприятию: 20,78517711 49,162068738 20,78517711 49,162068738 196,648275 196,648275 196,648275 Т в е р д ы е: 0,370390958 0,7520015928 0,370390958 0,7520015928 3,008006371 3,008006371 3,008006371 Газообразные, ж и д к и е: 20,41478615 48,410067145 20,41478615 48,410067145 193,6402686 193,6402686 193,6402686 6.2. Расчет рассеивания вредных веществ в атмосфере.
В соответствии с нормами проектирования предприятий в Казахстане, для оценки влияния выбросов вредных веществ на качество атмосферного воздуха используется математическое моделирование. Расчет содержания вредных веществ в атмосферном воздухе должен проводиться в соответствии с требованиями «Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ», содержащихся в РНД 211.2.01.01-97, ОНД -86.
Данная методика предназначена для расчета приземных концентраций от стационарных источников загрязнения в двухметровом слое над поверхностью земли. При этом степень опасности загрязнения атмосферного воздуха характеризуется наибольшим рассчитанным значением концентрации, соответствующим неблагоприятным метеорологическим параметрам, в том числе опасной скорости ветра.
Оценка состояния воздушного бассейна выполнялась по результатам математического моделирования. В дальнейшем по предприятию будут проводиться и натурные наблюдения, результаты которых будут представлены в квартальных и годовых отчетах по мониторингу атмосферного воздуха.
На основании проведенной инвентаризации источников выбросов были выявлены все стационарные источники загрязняющих веществ на предприятии.
Математическое моделирование рассеивания вредных веществ в атмосферу от источников загрязнения проводилось с помощью унифицированной программы расчета загрязнения атмосферы ПК ЭРА (Версия 2.0, г. Новосибирск).
Значение коэффициента А, зависящего от стратификации атмосферы и соответствующее неблагоприятным метеорологическим условиям, принято в расчетах равным 200.
Метеорологические характеристики и коэффициенты, определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере от источников выбросов, представлены в нижеприведенной таблице 6.2.1. (см. ниже).
Таблица 6.2.1.
Метеорологические характеристики и коэффициенты, определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере региона.
Тeмпepaтуpa воздуха: - среднегодовая, 0С; +15
- наибольшая летняя, 0С; +40
- наименьшая зимняя, 0С. - 30
Среднегодовое количество осадков, мм 160
Максимальная глубина промерзания грунта, м 1,6
Продолжительность отопительного периода в году, сутки 180
Продолжительность зимнего периода в году, сут. 107
Азимут преобладающего направления ветра, градус В-СВ
Наибольшая скорость ветра, м/с 25
Метрологический пояс (при работе в море) Количество штормовых дней (при работе в море) Интервал залегания многолетнемерзлой породы, м - кровля 0
Таблица 6.2.2.
Определение необходимости расчетов приземных концентраций по веществам
ЭРА v2.0 ТОО "Каспиан Энерджи Ресерч"
Определение необходимости расчетов приземных концентраций по веществам
на существующее положение
Атырау, ОВОСКамыскуль Южный
Код Н а и м е н о в а н и е ПДК ПДК ОБУВ Выброс Средневзве- М/(ПДК*Н) загр. вещества максим. средне- ориентир. вещества шенная для Н>10 Примечание
веще- разовая, суточная, безопасн. г/с высота, М/ПДК ства мг/м3 мг/м3 УВ,мг/м3 м для Н<10 1 2 3 4 5 6 7 8 9
0123 Железо (II, III) оксиды /в пересчете на 0.04 0.001752 2.0000 0.0044 -
железо/ (277) 0143 Марганец и его соединения /в пересчете на 0.01 0.001 0.0001508 2.0000 0.0151 -
марганца (IV) оксид/ (332) 0304 Азот (II) оксид (6) 0.4 0.06 2.3488371114 1.5431 5.8721 Расчет
0328 Углерод (593) 0.15 0.05 0.8028711108 1.6603 5.3525 Расчет
0380 Углерод диоксид 6.2934117912 5.0000 -
0405 Пентан (458) 100 25 0.00087156 2.0000 0.000008716 -
0410 Метан (734*) 50 0.00583728 2.6116 0.0001 -
0412 Изобутан (282) 15 0.00125736 2.0000 0.000083824 -
0415 Смесь углеводородов предельных С1-С5 50 0.1332744 2.0000 0.0027 -
(1531*, 1539*) 0416 Смесь углеводородов предельных С6-С10 30 0.0416 2.0000 0.0014 -
(1532*, 1540*) 0602 Бензол (64) 0.3 0.1 0.0005432 2.0000 0.0018 -
0616 Диметилбензол (смесь о-, м-, п- изомеров) 0.2 0.0001708 2.0000 0.0009 -
(203) 0621 Метилбензол (353) 0.6 0.0003416 2.0000 0.0006 -
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000001 0.00002340224 1.5241 2.3402 Расчет
1715 Метантиол (1715) 0.0001 0.000074437 5.0000 0.7444 Расчет
2735 Масло минеральное нефтяное (веретенное, 0.05 0.00001625 2.0000 0.0003 -
машинное, цилиндровое и др.) (723*) 2754 Углеводороды предельные С12-19 /в 1 5.3298578894 1.5742 5.3299 Расчет
пересчете на С/ (592) Вещества, обладающие эффектом суммарного вредного воздействия
0301 Азота (IV) диоксид (4) 0.2 0.04 14.4617682218 1.5448 72.3088 Расчет
0330 Сера диоксид (526) 0.125 2.949858677 1.5774 2.3599 Расчет
0333 Сероводород (Дигидросульфид) (528) 0.008 0.0010250918 2.1422 0.1281 Расчет
0337 Углерод оксид (594) 5 3 11.514846668 1.5671 2.303 Расчет
0342 Фтористые газообразные соединения /в 0.02 0.005 0.000123 2.0000 0.0062 -
Анализ результатов расчета рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере от источников загрязнения
Область моделирования представляет собой прямоугольник с размерами 10050 х 10050 м, с расчетным шагом 150 метров.
Результаты расчета рассеивания показали, что максимальные приземные концентрации загрязняющих веществ в атмосферном воздухе, создаваемые источниками на территории месторождения достигаются по диоксиду азота, углеводородам.



6.3. Обоснование размера санитарно-защитной зоны.
Санитарно – защитная зона предназначена для:
- обеспечения требуемых гигиенических норм содержания в приземном слое атмосферы загрязняющих веществ, уменьшения отрицательного воздействия предприятий, транспортных коммуникаций, линий электропередач на окружающее население, факторов физического воздействия – шума, повышенного уровня вибрации, инфразвука, электромагнитных волн и статического электричества;
- создания архитектурно-эстетического барьера между промышленной и жилой частью при соответствующем ее благоустройстве;
- организации дополнительных озелененных площадей с целью усиления ассимиляции и фильтрации загрязнителей атмосферного воздуха, а также повышения активности процесса диффузии воздушных масс и локального благоприятного влияния на климат.
Граница санитарно-защитной зоны – это условная линия, ограничивающая территорию санитарно-защитной зоны, за пределами которых факторы воздействия не превышают установленные гигиенические нормативы.
Согласно СП «Санитарно-эпидемиологическим требованиям по установлению санитарно-защитной зоны производственных объектов» утв. Приказом Министра национальной экономики РК от 20.03.2015 г. №237 размер санитарно-защитной зоны составляет не менее 500м – производство по добыче нефти при выбросе сероводорода до 0,5 т/сут с малым содержанием летучих углеводородов (Раздел 3 п.12 п.п.3).
Согласно вышеизложенному, рекомендуемый радиус СЗЗ – 500 м. Расчетные концентрации загрязняющих веществ на границе СЗЗ не превышают предельно допустимых (см. «карты рассеивания вредных веществ» в Приложении).
Анализируя результаты, можно констатировать, что на площадке размещения источников выбросов вредных веществ, радиус превышения нормативного уровня ПДК не наблюдается. Следовательно, уточнения размеров СЗЗ по результатам расчетов не требуется.6.4. Характеристика аварийных и залповых выбросов и мероприятия по их предотвращению.Основными сценариями аварий при проведении работ на месторождении могут являться: отказ работы аварийной и запорной арматуры, создание избыточного давления в емкостях, повышение температуры в системах, разрыв резервуаров, разлитие топлива, пожар, взрыв.
Для снижения риска возникновения аварий и снижения ущерба от их последствий, выявляются проблемы, анализируются ситуации и разрабатывается комплекс мер по обеспечению безопасности и оптимизации средств подавления и локализации аварий, разрабатываются планы мероприятий на случай любых аварийных ситуаций.
План содержит требования об оповещении и действиях персонала, необходимых для проведения аварийных работ с целью защиты персонала, объектов и окружающей среды.
Для предотвращения опасности аварийных выбросов из разрушенных или горящих объектов предусматривается обеспечение прочности и эксплуатационной надежности всех систем объекта. Надежность оборудования в целом определяется при их выборе и заказе.
Также предусмотрен ряд мер и мероприятий по технике безопасности, санитарии, пожарной безопасности с целью исключения возникновения аварийных ситуаций.
Меры безопасности предусматривают соблюдение действующих противопожарных и строительных норм и правил на объекте строительства, в том числе:
соблюдение необходимых расстояний между объектами и опасными участками потенциальных источников возгорания;
обеспечение беспрепятственного проезда аварийных служб к любой точке производственного участка;
обеспечение безопасности производства на наиболее опасных участках и системах контрольно – измерительными приборами и автоматикой;
обучение персонала правилам техники безопасности, пожарной безопасности и соблюдению правил эксплуатации при выполнении работ;
регулярные технические осмотры оборудования, ремонт и замена неисправных материалов и оборудования;
применение материалов, оборудования и арматуры, обеспечивающих надежность эксплуатации, термоизоляции горячих поверхностей.
Для борьбы с возможным пожаром предусматривается достаточное количество противопожарного оборудования, средств индивидуальной защиты и медикаментов.
Производится расчет надежности оборудования, сертификация рабочих мест.

6.5. Мероприятия по снижению загрязнения.
Расположение объектов на площадке буровой должно соответствовать утвержденной схеме расположения оборудования.
При проведении работ предотвращение выбросов вредных веществ при вскрытии продуктивных горизонтов производится созданием противодавления столба бурового раствора в скважине, превышающего пластовое давление.
Противовыбросное оборудование обеспечивает безопасное и надежное вскрытие продуктивных отложений, соответствующее требованиям Госгортехнадзора.
Сыпучие материалы и химические реагенты должны храниться в закрытых помещениях или в контейнерах на огражденных площадках, возвышающихся над уровнем земли и снабженных навесом
Предусматривается постоянное проведение контроля качества соединений и материала.
Автотранспортом используется неэтилированный бензин, исключающий выделение свинцовых соединений.
Для предотвращения повышенного загрязнения атмосферы выбросами от дизельных генераторов необходимо проводить контроль на содержание выхлопных газов от двигателей внутреннего сгорания на соответствие нормам и систематически регулировать аппаратуру.
На рабочих местах, где концентрация пыли превышает установленные ПДК, обслуживающий персонал должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты органов дыхания (противопылевыми респираторами).
Обслуживающий персонал будут оснащен индивидуальными средствами защиты.
При выполнении мероприятий по сокращению выбросов рекомендуется:
уменьшить, по возможности, движение транспорта на территории;
упорядочить движение транспорта и другой техники по территории рассматриваемого объекта.
Выводы.
В данном разделе рассматривалось воздействие выбросов загрязняющих веществ на приземный слой атмосферного воздуха от источников выбросов загрязняющих веществ при строительно-монтажных работах, бурении и испытании скважин на м/р Камыскуль Южный.
Всего определено 33 источников выбросов загрязняющих веществ, из которых 16 – организованные источники выбросов. Основными загрязняющими веществами при выполнении строительно-монтажных работ и бурения скважин являются диоксид азота и углеводороды. Всего в атмосферу при проведении работ, будет выброшено – 44,477939 г/сек; 323,47727 т/период от одной скважины. При работе спецтехники и автотранспорта за весь период проведения работ в атмосферный воздух поступит 0,6607415 тонн загрязняющих веществ.
Моделирование уровня загрязнения атмосферного воздуха производилось на теплый период года по двум вариантам работ: строительно-монтажные работы, бурение скважины.
Моделирование уровня загрязнения атмосферного воздуха производилось на наихудшие условия рассеивания выбросов загрязняющих веществ в соответствии с РНД 211.2.01.01-97.
На основе проведенного моделирования уровня загрязнения приземного слоя атмосферного воздуха, выбросами оборудования размещенного на буровой установке, можно сделать вывод, что превышения санитарно – гигиенических нормативов в рабочей зоне буровой установке наблюдаться не будет по всем загрязняющим веществам и группам суммации.
Загрязнение атмосферного воздуха происходит азота диоксидом, пылью неорганической и группами суммаций, создаваемыми этими веществами, которые увеличивают токсичность воздействия этих веществ при совместном их присутствии в выбросах от источников.
Расчетным методом определяется размер санитарно – защитной зоны на период бурения скважины. Радиус санитарно – защитной зоны предлагается принять 500 м, принимая во внимание поправку на розу ветров.
Для контроля фактического состояния атмосферного воздуха в районе проведения работ предусматривается контроль загрязняющих веществ на источниках выбросов.
В разделе предусматриваются мероприятия по снижению воздействия на атмосферный воздух загрязняющих веществ в период проведения буровых работ.
Ввиду кратковременности проведения работ, расстояния до ближайших жилых зон, воздействие на атмосферный воздух в период проведения работ оценивается как кратковременное, локальное, незначительное.
6.6. Воздействие работ на водные объекты.
6.6.1.Система водоснабжения и водоотведения
Работающие будут обеспечены водой, удовлетворяющей «Санитарно-эпидемиологическим требованиям к водоисточникам, местам водозабора для хозяйственно-питьевых целей, хозяйственно-питьевому водоснабжению и местам культурно-бытового водопользования и безопасности водных объектов», утвержденный приказом Министра национальной экономики Республики Казахстан от 16 марта 2015 года № 209.
Водоснабжение для хозяйственно-бытовых, питьевых и технологических нужд привозится согласно договору специализированной организацией. Для хранения воды технического качества предусмотрена одна емкость объемом 167 м3.
Накопленные стоки отводятся в специальные емкости, по мере накопления откачиваются и вывозятся согласно договору с ИП Сериккали Ж.С. №11/16 от 1 февраля 2016 года.
Расчет норм вродопотребления и водоотведения производится согласно СНиП 2.04.01-85, СНиП 2.04.03-85, СНиП 3.05.04-85, СНиП РК 4.01-02-2001.
Расчет норм водопотребления и водоотведения питьевой водыРасход питьевой воды при норме 25л и воды для бытовых нужд при норме 120л на 1 человека в сутки (СНиП РК 4.01-02-2001).
Исходные данные для расчета
Нормы, используемые для расчета:
Хозяйственно-бытовые сточные воды – 30 л/сутки или 0,03 м3/сутки на 1 человека.
Приготовление пищи и мойка посуды – 12 л/сутки или 0,012 м3/сутки.
Прачечная – 75 л/сутки на 1 кг. сухого белья или 0,075 м3/сутки.
Душевые – 500 л или 0,5 м3 на одну сетку.
Противопожарные нужды – 10 м3
Мойка подъемника – 0,05 м3/сут
Мойка транспорта – 0,05 м3/сут
2) количество персонала – 90 человек.
3) количество скважин – 1 ед.
4) время проведения работ на одной скважине – 280 суток.
5) количество душевых сеток – 5.
6) время работы прачечной 140 дней в год - (2 раза в неделю).
Расчет:
Душевая: 0,5 м3 х 5 шт х 280 сут.= 700 м3
Прачечная: 0,075 м3 х 90 чел. х 140 = 945 м3
Приготовление и мойка посуды: 0,012 м3 х 90 чел. х 280 сут. = 302,4 м3
Хозяйственно-бытовые нужды: 0,03 м3 х 90 чел. х 280 сут. = 756 м3
Противопожарные нужды – 10м3/год
Вода техническая – 2340,8 м3/год.
Расход воды на технические нужды
Расчетная потребность в тех. воде, м3/cут Объем запасных емкостей для воды, м3 Необходимо ли (да, нет) Характеристика источника водоснабжения Характеристика водопровода
Бурить скважину для водо-снобжения Строить
водопровод Подключить
водопровод к источнику Подвозить воду
цистернами Наименование (магистр. в-д. водовод., водозабор, арт. скважина и т.д.) Месторас-положение Рабочий расход Расстояние до буровой, км Диаметр, мм Длина ,м
Для технических нужд
8,36 167 Нет Нет Нет Да Месторождения - 1,0 - -
Объем буровых сточных вод (VБСВ) с учетом повторного использования:
VБСВ = 2*VОБР
VБСВ = 2*237,75м3 = 475,50 м3
где VОБР – объем отработанного бурового раствора, 237,75 м3
Баланс водопотребления и водоотведения представлен в таблице 6.6.1.
Таблица 6.6.1.
Баланс водопотребления и водоотведения при строительстве скважин на м/р Камыскуль Южный
Наименование потребителей Водопотребление, м3/год
Водоотведение, м3/год Безвозрат-ное потребление Место
отведения стоков
Всего На производственные нужды На хозяйственно-питьевые нужды всего Производственные сточные воды Хозяйственно-бытовые сточные воды 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Техническая вода для буровых работ 2340,8 2340,8 - 1872,64 1872,64 - 468,16 Повторное использование, утилизация согласно договору со специализиро-
ванной организацией
Хозяйственно-бытовые нужды
756 - 756 604,8 - 604,8 151,2 Утилизация согласно договору со специализиро-ванной организацией
Столовая (приготовление пищи и мойка посуды) 302,4 - 302,4 241,92 - 241,92 60,48 Прачечная 31,236 - 945 756 - 756 189 Душевая 700 - 700 560 - 560 140 Пожаротушение* 10 - - - - - 10 Итого 5054,2 2340,8 2703,4 4035,36 1872,64 2162,72 1018,84 Примечание: * - расход воды в балансе не учитывается
6.6.2. Характеристика воздействия на поверхностные и грунтовые воды
Возможные воздействия на водные ресурсы при разработке месторождения заключаются в потреблении водных ресурсов, загрязнении и истощении подземных вод за счет инициирования межпластовых перетоков.
Отведенная под буровую территория может загрязняться сточной водой, буровым раствором, химическими реагентами, шламом и горюче-смазочными материалами.
Основными источниками загрязнения водных ресурсов в процессе проведения работ могут быть:
циркуляционная установка буровой установки;
инженерная система сбора и хранения технологических отходов бурения, включая систему оборотного водоснабжения буровой;
блок сбора и сжигания продукции освоения скважин;
шламонакопители;
склад ГСМ;
загрязненные участки буровой площадки.
Причины загрязнения территории можно разделить на следующие:
эксплуатационные – очистка сеток вибросит, мытье оборудования, удаление отработанной воды из системы охлаждения;
технологические – обмыв поднимаемых труб, дополнительное загрязнение раствора после цементирования, увеличение объема раствора в результате самопроизвольного замешивания;
аварийные – неисправность запорной аппаратуры, коррозия труб, попадание стоков нефтепромысла в наземные воды путём плоскостного смыва во время дождей и таяния снега;
Изменение окружающей природной среды при водохозяйственной деятельности возможно при аварийных ситуациях. К таким изменениям можно отнести:
размыв грунт, нарушение рельефа местности, загрязнение подземных вод, и образование заболоченности при утечке воды и сточных вод из трубопроводов, проложенных по поверхности земли;
растекание производственных, бытовых и химически загрязненных жидкостей по территории буровой, которое может произойти при повреждении наземных емкостей, резервуаров хранения запаса воды и регулирующих емкостей сточных вод. При растекании сточных вод по территории буровой, связанной с контактом людей, возможно возникновение инфекционных заболеваний, связанное с бактериальным загрязнением, а также проявление аллергических реакций у обслуживающего персонала.
изменение условий естественного стока снеготалых вод и атмосферных осадков (их инфильтрация) и, следовательно, условия формирования подземных вод в период проведения буровых работ.
Все эти изменения будут иметь локальный характер и слабую степень воздействия.
6.6.3. Мероприятия по охране водных ресурсовДля уменьшения загрязнения окружающей территории предусматривается комплекс следующих основных мероприятий:
циркуляция промывочной жидкости осуществляется по замкнутому циклу: скважина - циркуляционная система - приемные емкости - нагнетательная линия - скважина;
соблюдение технологического регламента на проведение буровых работ;
своевременный ремонт аппаратуры;
недопущение сброса производственных сточных вод на рельеф местности.
Для предотвращения загрязнения гидросферы все технологические площадки на буровой выполняются гидроизолированными. По периметру буровой площадки, площадки склада горюче-смазочных материалов и блока сжигания продукции освоения скважины сооружается обваловка. Для сбора поверхностных стоков по периметру гидроизолированных технологических площадок оборудуется система сбора и отведения стоков в виде лотков. Собранная вода поступает в отстойник технического водоснабжения буровой. Это позволит предотвратить поступление за пределы этих площадок загрязняющих веществ вместе с поверхностным стоком даже в случае возникновения аварийных ситуаций, связанной с разливом технологических жидкостей и горюче – смазочных материалов.
Для предупреждения аварийных ситуаций, будут выполняться мероприятия, предусмотренные в техническом проекте, следующего характера:
соблюдение технологических параметров основного производства и обеспечение нормальной эксплуатации сооружений и оборудования;
аккумулирование случайных проливов жидких продуктов и возвращение их в систему рециркуляции;
запрещение аварийных сбросов сточных вод или других опасных жидкостей на рельеф местности;
разработка специализированного плана аварийного реагирования (мероприятия по ограничению, ликвидации последствий потенциально возможной аварии);
наличие необходимых технических средств, для удаления загрязняющих веществ;
проведение планового профилактического ремонта оборудования;
автоматизация систем противоаварийной защиты технологических процессов, использование предупредительной и предаварийной сигнализации.
6.7. Воздействие на грунтовые воды.
Негативное воздействие на подземные воды может происходить в случаях: нарушения герметичности обсадной колонны и нарушения сплошности разбуриваемых пород при проходке и затрубной циркуляции флюидов.
Загрязнение подземных вод вследствие нарушения естественной (природной) целостности гидрогеологических структур зависит от соблюдения избранной безопасной технологии бурения и испытания скважин. В этом случае наиболее опасной является неуправляемый прорыв или выбросы нефти и газа прежде всего для вышележащих водоносных горизонтов.
Загрязнение подземных вод часто происходит за счет поверхностных утечек и проникновения загрязнителей из временных и постоянных хранилищ отходов.
При проведении работ возможно проявление следующих воздействий на подземные воды:
загрязнение верхних водоносных горизонтов нефтепродуктами, вследствие перетоков по некачественно изолированному затрубному пространству скважин;
загрязнение первых от поверхности водоносных горизонтов из-за утечек сточных вод, прорывов отходов буровых работ из временных хранилищ, при аварийном фонтанировании скважин во время их испытаний;
В случае проникновения нефтяного загрязнения до зеркала грунтовых вод в водоносном горизонте начинает формироваться ореол рассеивания углеводородов с постепенным разделением на зоны: в первой, нефть находится в виде пленки, толщина которой зависит от ее плотности и объемов поступления из зоны аэрации. Во второй, наблюдается образование водонефтяной эмульсии, в третьей углеводороды находятся в водорастворенном состоянии.
Такая дифференциация углеводородов в подземных водах может видоизменяться в случаях различного состава нефти, ее растворимости в пластовых водах и сорбционных свойств почво-грунтов зоны аэрации и водовмещающих пород водоносного горизонта.
Наиболее подвержены загрязнению грунтовые воды четвертичных отложений, где водоносные горизонты расположены близко к поверхности и отсутствуют мощные глинистые отложения, предохраняющие водоносные горизонты (низкая естественная защищённость) от влияния воздействия процессов бурения.
Проникновение загрязнителей в водоносные горизонты происходит за счет просачивания технологических стоков через слабопроницаемые слои и литологические окна. Поступление в грунтовые воды загрязнителей, содержащихся в сточных буровых растворах, приводит к изменению, окислительно-восстановительной обстановки в ареале фильтрации.
6.7.1.Мероприятия по уменьшению возможного негативного воздействия.
Предотвращение межпластовых перетоков подземных вод достигается обеспечением высокого качества крепи скважины. Технология крепления скважин учитывает опыт крепления ранее пробуренных скважин.
Интервалы испытания скважины изолируются с двух сторон цементными мостами, что обеспечивает предотвращение межколонных перетоков пластовых флюидов.
Таким образом, предотвращение межпластовых перетоков подземных вод достигается обеспечением высокого качества крепи скважины. Интервалы испытания скважины изолируются с двух сторон цементными мостами, это обеспечивает предотвращение межколонных перетоков пластовых флюидов.
Гарантией обеспечения безопасного ведения буровых работ является надежная гидроизоляция верхних слоев почво-грунтов вокруг буровой за счет твердых водонепроницаемых покрытий и создание временных емкостей для сбора загрязняющих флюидов и выбросов нефти из скважины с последующим вывозом и очисткой.
Пректом разработан порядок действия при возникновении аварийных ситуаций и способ сбора и удаления загрязняющих веществ. Предусматривается полная оснащенность персонала всеми требуемыми техническими средствами.
Все случаи попадания производственных и хозяйственно-бытовых вод в окружающую среду (почвы и подземные воды) относятся к нештатным – аварийным ситуациям, которые ликвидируются по аварийному плану.
Предусмотренные инженерные решения по водоснабжению, водоотведению и утилизации сточных вод соответствуют требованиям водоохранного законодательства РК. Реализация намеченных мероприятий, надлежащее управление строительными работами, сбор стоков с буровых площадок и предупреждение аварийных ситуаций, гарантируют предотвращение негативного влияния на подземные воды.
6.8. Бытовые и промышленные отходы и их утилизация.
Настоящим разделом рассматриваются отходы производства и потребления, которые образуются на этапе строительства скважин на м/р Камыскуль Южный.
Согласно ГОСТ 30772-2001 «Ресурсосбережение. Обращение с отходами. Термины и определения», отходами производства являются: остатки сырья, материалов, веществ, изделий, предметов, образовавшиеся в процессе производства продукции, выполнения работ (услуг) и утратившие полностью или частично исходные потребительские свойства. К отходам производства относят образующиеся в процессе производства попутные вещества, не находящие применения в данном производстве.
Отходами потребления являются: остатки веществ, материалов, предметов, изделий, товаров (продукции или изделий), частично или полностью утративших свои первоначальные потребительские свойства для использования по прямому или косвенному назначению в результате физического или морального износа в процессах общественного или личного потребления (жизнедеятельности), использования или эксплуатации. К отходам потребления относят полуфабрикаты, изделия (продукцию) или продукты, утратившие свои потребительские свойства, установленные в сопроводительной эксплуатационной документации.
В окружающей среде отходы выступают, с одной стороны, как загрязнения, занимающие определенное пространство или оказывающие негативное воздействие на другие живые и неживые объекты субстанции, а с другой стороны, в качестве материальных ресурсов для возможного использования непосредственно после образования, либо соответствующей переработки.
Реализация проекта строительства скважины предполагает образование отходов производства и потребления, источниками которых являются производственные объекты обустройства месторождения.
В отношении обращения с отходами Заказчик придерживается требований нормативных документов Республики Казахстан по охране окружающей природной среды. Складирование и обезвреживание отходов производится только в разрешенных местах, по согласованию с местными органами.
6.8.1. Характеристика отходов производства и потребления.
В процессе строительства скважин образуются следующие отходы производства и потребления:
технологические отходы бурения;
отработанные масла;
использованная тара;
пустая бочкотара;
огарки электродов сварки;
металлолом;
твёрдые бытовые отходы (ТБО);
Образование отходов :
Отработанное масло, отработанные масляные фильтры образуются при работе дизельных буровых установок, дизель-генераторов, автотранспорта.
Использованная тара (мешки) от химреагентов образуются при приготовлении буровых и цементных растворов на буровых площадках.
Металлолом и огарки сварочных электродов образуются при строительно-монтажных работах, при сварочных работах.
ТБО и пищевые отходы образуются в результате жизнедеятельности работающего персонала.
Сбор или накопление:
Отработанное масло накапливается в емкостях на площадке бурения скважин.
Отработанные масляные фильтры, промасленная ветошь собираются в металлические контейнеры, размещаемые в отведенных местах на площадке бурения.
Тара использованная (мешки) от химреагентов собираются в на площадке временного хранения отходов на буровой площадке.
Металлолом собирается в отведенном месте на площадке бурения или вывозится сразу на площадку для металлолома.
Огарки сварочных электродов собираются в металлические контейнеры на площадке бурения.
ТБО и пищевые отходы – собираются в специальных контейнерах, размещаемых на отведенных местах на площадке бурения.
Идентификация:
Отходы, образующиеся при строительстве скважин, по признакам, параметрам, показателям соответствуют их описанию.
Сортировка (с обезвреживанием):

Отработанное масло собирается отдельно в емкостях.
Отработанные масляные фильтры, промасленная ветошь собираются в отдельные контейнеры.
Тара использованная (мешки) от химреагентов – собираются раздельно.
Металлолом – отбирается пригодный для повторного использования, непригодный смешивается, огарки сварочных электродов собираются отдельно.
ТБО – при образовании бумажные отходы (макулатура) по мере возможности отделяются от общих ТБО. Пищевые отходы отделяются от общего объёма ТБО при образовании.
Паспортизация:
В соответствии со Ст.289 Экологического кодекса паспорта составляются на опасные отходы и на отходы, относящиеся к янтарному списку. Паспорта отходов составляются в соответствии с документом «Форма паспорта опасных отходов», утвержденным Приказом МООС от 30 апреля 2007 года № 128-п. Паспорта опасных отходов должны быть зарегистрированы в территориальном управлении ООС в течение 3-х месяцев с момента образования отходов по их фактическим объемам.
Упаковка (и маркировка):
Для безопасной транспортировки отходов предусматривается их упаковка, укладка в тару, емкости.
Отработанное масло - емкости для сбора маркируются.
Тара использованная (мешки) от химреагентов пакуются отдельно и маркируются.
Металлолом грузится в грузовой транспорт без упаковки, огарки сварочных электродов – в ящике.
ТБО уплотняется в спецавтомашинах.
Транспортирование:
Вывоз всех отходов (ТБО, строительный отход и.т.д)будет производиться подрядными организациями, которые принимают, транспортируют и направляют на утилизацию или обезвреживание и переработку на полигон .
Временное складирование отходов, образовавшихся при строительстве скважин, предусматривается в специально отведенных местах на буровой площадке.
Хранение:
Отработанное масло хранится в емкостях на объектах.
Тара использованная (мешки и бочки) от химреагентов хранится на площадке временного хранения отходов под навесом.
Металлолом хранится на площадке открытым способом, огарки сварочных электродов – в контейнере под навесом.
ТБО – хранение в контейнерах по 1 м3 каждый на специальной бетонированной площадке. Контейнеры плотно закрываются крышками и периодически обрабатываются для уничтожения возможных паразитов и болезнетворных организмов. Контейнеры имеют соответствующую маркировку: «для мусора», «для пищевых отходов».
Удаление (утилизация или захоронение):

Отработанное масло – частично используется для смазки деталей и узлов машин и механизмов на буровых установках и вывозится для сдачи по договору на переработку.
Отработанные масляные фильтры, промасленная ветошь – вывоз на карту промышленных отходов по договору на захоронение.
Тара использованная (мешки) от химреагентов – вывозится автотранспортом по договору на захоронение.
Металлолом – сдача по договору на спецпредприятия на переработку.
Огарки сварочных электродов – сдача по договору на спецпредприятия на переработку.
ТБО – вывоз на захоронение по договору с ИП Сериккали Ж.С. №11/16 от 1 февраля 2016 года.
Технологические характеристики работ по утилизации отходов бурения, как источника загрязнения окружающей средыОбъем выбуренной породы при строительстве скважины:

Объем бурового шлама
Объем шлама рассчитывается по формуле Vm = Vn * 1.2,
где 1,2 - коэффициент, учитывающий разуплотнение выбуренной породы;
Vn - объем скважины.
Объем скважины рассчитывается по формуле: Vn = L * К * Р , где
L – интервал проходки, м;
К - коэффициент каверзности;
Р – площадь сечения скважины, м2.
Объем бурового шлама Vm = 69,51 * 1.2 = 83,412 м3 или 108,44 тонн.
Как уже упоминалось, токсичные компоненты в буровом шламе отсутствуют. Он непожароопасен, в обычных условиях химически неактивен.  Ограничения по транспортированию отходов отсутствуют. Буровой шлам может использоваться при строительстве внутрипромысловых дорог и буровых площадок. По мере накопления специальной емкости буровой шлам вывозится на полигон токсичных отходов.
Отработанный буровой раствор (ОБР)
2. Объем отработанного бурового раствора.
Vобр = 1,2 х Vп х R + 0,5 Vц ,
где R – коэффициент потери бурового раствора, уходящего со шламом при очистке на вибросите, пескоотделителе и илоотделителе в соответствии с РД 39-3-819-82 R = 1.052.
Vц – объем циркуляционной системы буровой установки определяется в соответствии с ее типом и глубиной бурения.
Тогда Vобр = 1,2 х 69,51 х 1,052 + 0,5 х 300 = 237,75 м3 или 285,3 тонн.
Буровые сточные воды
VБСВ = VОБР * 2 = 237,75 * 2 = 475,5 м3
Отработанные масла. Количество отработанного масла от буровых установок принимается, согласно Сборника методик по расчету объёмов образования отходов (Санкт-Петербург, 2001), из расчета 26 % от свежего моторного масла и 13% от свежего трансмиссионного масла.
Общий расход смазочных масел для буровых установок, согласно техническому проекту, составляет 2,6 т.
Расчёт объёма отработанного масла произведен, исходя из предположения, что масло состоит на 50% из моторного и на 50% из трансмиссионного масла.
Количество отработанного моторного масла составляет: 1,3*26/100= 0,338 т;
Количество отработанного трансмиссионного масла составляет: 1,3*13/100 = 0,169 т.
Всего отработанного масла = 0,507 т. Отработанные масла подлежат передаче специализированной организации для утилизации.
Пустая бочкотара. Твёрдые, металлические или пластмассовые инертные емкости. Количество бочек 20 шт., вес каждой бочки 25 кг. Согласно «Методических рекомендаций…» (29), объем отходов определяется по следующей формуле: M = N*m, где N – количество тары, шт.; m – средняя масса тары, т. М = 20 * 0,025 = 0,5 т. Объём образования 0,5 тонн. Подлежит передаче специализированным предприятиям для переработки.
Использованная тара. Согласно «Методических рекомендаций…» (29), объем отходов определяется по следующей формуле: M = N*m, где N – количество тары, шт; m – средняя масса тары, т. М = 500 * 0,003 = 1,5 т. Объём образования использованной тары составит 1,5 т. Невозвратная тара из дерева бумаги, пластика, ткани. Подлежит размещению на полигоне твёрдых бытовых отходов по договору.
Металлолом. В процессе демонтажа оборудования в качестве отходов образуется металлолом. Согласно «Методических рекомендаций…» (29), объем отходов определяется по следующей формуле: N = n*α*M, где n – число единиц оборудования, использованного в течении года, α – коэффициент образования лома (для строительного оборудования – 0,0174), М – масса металла (т) на единицу оборудования (для строительного оборудования – 11,6 т.). N = 10*0,0174*11,6 = 2,02 т. Металлолом передаётся специализированному предприятию для переработки.
Огарки электродов сварки. Расчет объема образования огарков электродов сварки, произведен согласно «Временных методических рекомендаций….» (7) по формуле: М = G*n*10-5 т/год, где G – количество использованных электродов, 500 кг/год; n – норматив образования огарков от расхода электродов, 15%. М = 500*15*10-5 = 0,075. Объём огарков электродов сварки составляет 0,075 тонны. Подлежит размещению на полигоне твёрдых бытовых отходов по договору.
Твёрдые бытовые отходы. Расчет объемов образования твердых бытовых отходов произведен с учётом жизнедеятельности задействованного персонала: на буровых площадках - 90 человек на месторождении. Период работ составляет 280 суток. Согласно РНД 03.1.0.3.01-96 «Порядок нормирования объемов и размещения отходов производства» средние нормы накопления твердых бытовых отходов на 1 человека в год составляют: на буровых площадках (в кварталах с неблагоустроенным жилым фондом) – 0,36 т/год, на месторождении (в кварталах с застройкой высшего типа) – 0,26 т/год.
Общее годовое накопление бытовых отходов рассчитывается по формуле:
,
где М обр – годовое количество отходов, т/год;
ρ – норма накопления отходов, т/год (м3 /год);
m - численность работающих, чел.
Количество ТБО составит: Мобр = ( 0,36·65 + 0,26 ·25)/365 ·280 = 22,94 т/год.
6.8.2. Обращение с отходамиОбращение с отходами осуществляется в соответствии с требованиями «Единых правил охраны недр при разработке месторождений твердых полезных ископаемых, нефти, газа, подземных вод в Республике Казахстан», утверждённых Постановлением Правительства Республики Казахстан от 21 июля 1999 года № 1019:
на объектах работ должен производиться учет движения всех видов отходов;
проводятся работы по предотвращению загрязнения подземных водных источников вследствие утилизации отходов производства;
предусматривается инженерная система организованного сбора отходов бурения, хранения и гидроизоляция технологических площадок;
рациональное использование отходов производства.
При передаче отходов подрядным организациям для вывоза, следует предварительно подготовить отходы к транспортировке. Упаковка должна обеспечивать экологически безопасную транспортировку. Компании, оказывающие услуги по вывозу отходов, предоставляют контейнеры/бункеры для сбора и транспортировки опасных видов отходов.
Санитарно – гигиенические параметры характеристики отходов, которая позволяет определить потенциально возможные изменения в компонентах окружающей природной среды и вызванные ими последствия в окружающей среде, приведены в таблице 6.8.2.
Таблица 6.8.3.
ХАРАКТЕРИСТИКА ОТХОДОВ, ОБРАЗУЮЩИХСЯ В СТРУКТУРНЫХ ПОДРАЗДЕЛЕНИЯХ ПРЕДПРИЯТИЯ, И ИХ МЕСТ ХРАНЕНИЯ№ п/п Цех, участок Источник образования (получения) отходов Код отходов Наименование отходов Список отходов Физико - химическая характеристика отходов Нормативное количество образования отходов, т/год Место временного хранения отходов Удаление отходов Примечания
Агрегатное состояние растворимость летучесть содержание основных компонентов
% № под обшей нумерации характеристика места хранения отхода накоплено
на момент инвентаризации способ и периодичность удаления куда удаляется отход 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
             
1 Период бурения Отходы бурения 050100 Буровой шлам Янтарный Пастообразные Нерастворимые Нелетучие - глина – до 30%;- утяжелитель – до 30%;- нефть – до 7.5%;- прочие компоненты – 32.5%. 108,44 1 Контейнеры металлические на буровой площадке отсутствует По мере накопления Передача специализированным предприятиям  
2 Период бурения Отходы бурения 050101 Отработанный буровой раствор Янтарный Пастообразные Нерастворимые Нелетучие твердая фаза -14,0-17,3 %, жидкая фаза - 81,3-83,4%, нефть - 1,4-2,6%; ХПК - 4,82-17,5 г/дм3, минерализация флокулянта- 0,96-1,075 г/дм3 285,3 2 Емкость металлическая на буровой площадке отсутствует По мере накопления Передача специализированным предприятиям  
3 Эксплуатация автотранспорта, спецтехники и пр. 130202 Отработанные масла Янтарный Жидкие Нерастворимые Летучие Углеводороды предельные С6-С10 80 Углеводороды непредельные С2-С5 16,57 Примесь 1,7 0,507 3 Специальные емкости в специальном месте отсутствует По мере накопления Передача специализированным предприятиям  
4 Период бурения
Сварочные работы 170607 Огарки сварочных электродов Зеленый Твердые
Нерастворимые Нелетучие Железо-93,2, сажа-4,9 марганец-0,4
железа окислы - 1,5 0,075 5 Контейнер, покрытие бетонное отсутствует По мере накопления Передача специализированным предприятиям  
5 Период бурения Списание оборудов. приборов, транспорта 170605 Металлолом Зеленый Твердые Нерастворимые Нелету-чие Железо-95, углерод -3, Fe2O3 - 2
2,02 6 ПВХМ 5043 По мере накопления Передача специализированным предприятиям  
6 Административ. и бытовые помещения Административно-хозяйствен, деятельность 200100 Коммунальные (ТБО) отходы Зеленый Твердые Нерастворимые Нелет-учие Органические материалы-77
Полимеры-12
Стекло - 6 22,94 7 Контейнер, покрытие бетонное отсутствует По мере накопления Передача специализированным предприятиям  
7 Буровая площадка Химизация скважин 150200 Пустая бочкотара Зеленый Твердые Нерастворимые Нелет-учие Железо-95, Fe2O3-2, углерод-3 0,5 8 Специально отведенное место отсутствует По мере накопления Передача специализированным предприятиям  
8 Буровая площадка Химизация скважин 150200 Использованная тара Зеленый Твердые Нерастворимые Нелету-чие Пластмасса 1,5 9 Специально отведенное место отсутствует По мере накопления Передача специализированным предприятиям Таблица 6.8.4.
ПЛАН-ГРАФИК КОНТРОЛЯ ЗА БЕЗОПАСНЫМ ОБРАЩЕНИЕМ С ОТХОДАМИ В ПЕРИОД СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНМесто временного хранения отходов Виды отходов Норматив поступления, тонн на период
бурения
Предельное количество временного накопления Контролируемый объект окружающей среды Контролируемые вещества Метод контроля Периодичность Кем осуществляется контроль
№ Наименование Наименование Уровень опасности Физико-химическая характеристика 1 скважина
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 Контейнеры металлические на буровой площадке с вывозом на полигон Буровой шлам Янтарный Пожароопасные, пастообразные, не растворимые 108,44 По мере накопления Не контр. Не контр. Визуальный Постоянный контроль Лаборатория
2 Емкость металлическая на буровой площадке с вывозом на полигон ОБР Янтарный Пожароопасные, пастообразные, не растворимые 285,3 По мере накопления Не контр. Не контр. Визуальный Постоянный контроль Лаборатория Служба ООС
3 Герметичная емкость с крышкой отработанные масла Янтарный Пожароопасные, жидкие, не растворимые 0,507 По мере накопления Не контр. Не контр. Визуальный Постоянный контроль Служба ООС
4 Контейнер металлический Огарки сварочных электродов Зеленый Твёрдые, не пожароопасные, не растворимые 0,075 По мере накопления Не контр. Не контр. Визуальный Постоянный контроль Служба ООС
5 Площадка временного хранения Металлолом Зеленый Твёрдые, не пожароопасные, не растворимые 2,02
По мере накопления Не контр. Не контр. Визуальный Постоянный контроль Служба ООС
6 Контейнеры на площадке полевого лагеря ТБО Зеленый Твёрдый бумажный упаковочный материал, пластик. бутылки 22,94 Ежедневно Не контр. Не контр. Визуальный Постоянный контроль Служба ООС
7 Площадка временного хранения отходов Пустая бочкотара Зеленый Твёрдые, не пожароопасные, не растворимые 0,5
Вывоз по мере образования Не контр. Не контр. Визуальный Постоянный контроль Служба ООС
8 Площадка временного хранения отходов Использованная тара Зеленый Твёрдые, пожароопасные, не растворимые 1,5
Вывоз по мере образования Не контр. Не контр. Визуальный Постоянный контроль Служба ООС
  Всего     421,282            
Примечание: Также необходимо производить контроль за безопасным обращением с отходами, за соблюдением правил хранения отходов и за своевременным вывозом по договорам.
Таблица 6.8.5.
ОРИЕНТИРОВОЧНЫЕ НОРМЫ ОБРАЗОВАНИЯ ОТХОДОВ
Наименование отхода Наименование по списку Цифровой код (международный классификатор) период бурения Место размещения/Способ утилизации Продукт переработки
1 2 3 5 7 8
Отходы бурения, тонн Янтарный AE040 393,74 Физико-химический метод Грунт техногенный дисперсный, применяется в дорожном строительстве.
ТБО, тонн Зеленый GO060 22,94 Термический метод Вторсырье, балласт, зола
Металлолом, тонн Зеленый GA090 2,02 аккумулирование материала для последующего удаления с помощью любой операции по утилизации или регенерации Переплавленный металл для вторичного использования
Отработанные масла, тонн Янтарный AC030 0,507 Повторная перегонка (рафинирование) Повторное использование нефтепродуктов для смазки и прочее
Огарки использованных электродов Зеленый GA090 0,075 аккумулирование материала для последующего удаления Переплавленн
ый металл для вторичного использования
Отходы использованной тары, тонн Зеленый GH014.1 1,5 аккумулирование материала для последующего удаления с помощью любой операции по утилизации или регенерации Повторное использование пригодной тары, переплавка непригодных на вторсырье
Итого, в том числе: 421,282 Зеленый 27,035 Янтарный 394,247 Таблица 6.8.6.
НОРМАТИВЫ РАЗМЕЩЕНИЯ ОТХОДОВ
.Наименование отходов Образование отходов Размещение, т/год Передача сторонним организациям, т/год
1 2 3 4
Всего 421,282 - 421,282
в том числе: отходов производства 398,342 - 398,342
отходов потребления 22,94 - 22,94
Зеленый список отходов ТБО, тонн 22,94 - 22,94
Металлолом, тонн 2,02 - 2,02
Огарки использованных электродов 0,075 - 0,075
Пустая бочкотара 0,5 - 0,5
Использованная тара 1,5 - 1,5
Янтарный список отходов Отходы бурения 393,74 - 393,74
Отработанное масло 0,507 - 0,507
Отходы подлежат переработке/захоронению в специально отведенных местах. Утилизация отходов осуществляется специализированными организациями по договору. При передаче отходов подрядным организациям для вывоза, следует предварительно подготовить отходы к транспортировке. Упаковка должна обеспечивать экологически безопасную транспортировку.
Компании, оказывающие услуги по вывозу отходов, предоставляют контейнеры/бункеры для сбора и транспортировки опасных видов отходов.
6.9. ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПОЧВЕННО-РАСТИТЕЛЬНЫЙ ПОКРОВ.
6.9.1.Источники и виды воздействия
Потенциальными источниками воздействия на почвенно-растительный покров является различное оборудование и установки, которые в ходе технологических процессов воздействуют на компоненты природной среды, в том числе и на почвенно-растительный покров при разработке и эксплуатации месторождения.
По виду воздействия можно разделить на две категории:
непосредственные, когда воздействие осуществляется прямым контактом источников с почвенно-растительным покровом;
опосредованные, когда воздействие осуществляется
косвенной передачей, через сопредельные среды.
По типу воздействие на почвенно-растительный покров можно разделить на:
механическое (физическое);
химическое.
По степени воздействия:
поверхностно-действующее;
трансформирующие;
дезинтегрирующие.
По продолжительности воздействия:
разовые;
регулярные;
нерегулярные.
По масштабу воздействия:
точечные;
локальные;
линейные.
Физическое воздействие на почвенно-растительный покров сводится в основном к механическим нарушениям, источником которых являются следующие технологические процессы:
Планировка поверхности при строительстве объектов на территории месторождения, демонтаж оборудования и рекультивация земель. По степени воздействия - трансформирующие, по масштабу воздействия - локальное;
Устройство земляных котлованов, обваловок при бурении скважин на территории месторождения. По степени воздействия трансформирующее, по масштабу воздействия - узколокальное;
Образование котлованов, карьеров в результате выемки грунта для производственных нужд. По степени воздействия дезинтегрирующее, по масштабу воздействия - узколокальное, по продолжительности - временное;
Испытание скважин. По степени воздействия дезинтегрирующее, по масштабу воздействия – точечное, по продолжительности – временное.
Перечисленные действия являются причиной, либо полного (непосредственно под объектами строительства и при планировке поверхности), либо частичного (при движении различной техники и автотранспорта по несанкционированным дорогам) уничтожения растительности.
Рассматриваемая территория, отведенная под разработку, будет подвергаться антропогенному воздействию в ходе нефтедобывающей деятельности. В результате можно выделить следующие отрицательные типы воздействий на почвенно-растительный покров:
инженерно-строительные нарушения, связанные со строительством промышленных сооружений и зданий, бурением скважин, открытые разработки грунта для устройства амбаров, карьеров, планировка поверхности. Следствием являются уничтожение почвенно-растительного покрова, значительные площади земель выведены из сельскохозяйственного оборота. На таких территориях меняется режим грунтовых вод, природная геохимическая миграция химических элементов, образуется техногенный рельеф (насыпи, траншеи, карьеры, амбары), сопровождаемый уплотнением, перемешиванием субстратов разных горизонтов и т.д.;
загрязнение почв и растительности продуктами выбросов бурения скважин, выхлопными газами автотранспорта и специальной техники, пыли и т.д.;
уничтожение растительности и разрушение структуры почв в результате нарушения поверхности почв (строительные работы) и неупорядочного движения автотранспорта, что способствует развитию процессов дефляции;
загрязнение почв нефтепродуктами, химическими реагентами и остатками отходов производства (разливы нефти, ямы с нефтью, мелкие и глубокие канавы, мелкие свалки металлолома).
В связи с увеличением объема работ по разработке месторождения в будущем будут возрастать площади нарушенных земель (под дороги, бурение скважин, различные трубопроводы и другие объекты).
6.9.2. Устойчивость почвенно-растительного покрова к антропогенным нагрузкам.
Степень и характер нарушений почвенного покрова в результате техногенного воздействия определяется не только видом воздействия, но и различной степенью устойчивости почв. В понятие устойчивости почв входит способность противостоять внешним воздействиям и восстанавливать нарушенные этим воздействием свойства.
Устойчивость почв к разным антропогенным нагрузкам связана с их экологическими функциями. Экологические функции почв определяются комплексом генетических свойств, включая содержание и состав гумуса, поглощенных оснований, pH среды, механическим и минералогическим составом, структурностью и др. Обобщающим показателем является морфология почвы, отражающая влияние основных факторов почвообразования, включая антропогенные.
Степень выраженности генетических горизонтов определяется глубиной и силой антропогенного влияния на ход почвообразовательного процесса, что, в конечном итоге, характеризует устойчивость почвы к внешним нагрузкам. Особенно важны при этом показатели буферности почв, т.е. способность противодействовать антропогенному разрушению профиля и связывать токсичные элементы в малоподвижные соединения, недоступные или малодоступные для живых организмов.
Допустимые уровни антропогенных нагрузок при поступлении в почву нефтепродуктов, тяжелых металлов, токсичных химических элементов и др. значительно выше для высоко гумусированных структурных почв. Чем выше естественное плодородие почвы, тем она устойчивее к антропогенному воздействию.
Устойчивость почв к антропогенным (техногенным) нагрузкам находится в прямой зависимости от следующих групп факторов:
Общие физико-географические метео - климатические условия;
Исходные свойства почв;
Особенности антропогенных факторов воздействия.
В таблице 6.9.2. приводится оценка устойчивости почв к физическим факторам воздействия в соответствии с показателями устойчивости почв согласно "Инструкции по контролю за состоянием почв на объектах предприятий Миннефтегазпрома» (РД 39-0147098-016-90).
Таблица 6.9.2.
Оценка устойчивости почв участков проведения работ
Показатель Критерии оценки Исходная характеристика почв исследуемой территории Оценка
1 2 3 4
Сложения почв Почвы с плотными сложением имеет плохие физические и вводно-физические свойства и менее устойчивы к различным видам техногенного воздействия Почвы имеют уплотненное сложение Средняя
Структура почв Почвам с хорошей структурой присуще хорошие физические и водно-физические свойства, оптимальные режимы (водный, воздушный, тепловой и др.). Они более устойчивы к различным механическим воздействиям Почвы бесструктурные Низкая
Механический состав Чем легче механический состав, тем менее она устойчива к техногенным воздействиям Почвы имеют супесчано-легкосуглинистый состав Слабая
Развитость профиля Почвы с развитым профилем наиболее устойчивы к различным воздействиям Почвы имеют плохо развитый профиль Слабая
Содержание гумуса Чем выше содержание гумуса, а следовательно и уровень естественного плодородия, тем выше способность почв к антропогенным нагрузкам Почвы характеризуются малым содержанием гумуса 0,4 -1,4% Мало устойчивая
Емкость поглощения Чем больше емкость поглощения, тем выше устойчивость почв к техногенным воздействиям Почвы имеют емкость 6,4 -10,8 мг-экв/100 г почвы. Очень низкая
Проективное покрытие растительностью Корневая система растений, укрепляя почву, делает их более устойчивыми к механическим воздействиям. Наличие растительности увеличивает устойчивость почв к химическим загрязнением Проективное покрытие растительности составляет 30 – 40% Слабая устойчивая к механическим воздействиям, средне устойчивая к химическим загрязнениям
Дефлированность почв Оценка дефлированности почв проводится по числу дней в году с пыльными бурями с учетом мехсостава, структуры и сложения почв, а также устойчивости почвенно-растительного покрова к воздействию техногенных факторов Для данного района число дней с пыльными бурями составляет 20 - 30 дней в год Низкая
Потенциальная опасность водной эрозии Производится с учетом особенностей климата, рельефа, растительности , способности почв противостоять размыву Природные факторы и свойства почв способствуют потенциальной опасности развития водной эрозии Малозначимые
Реакция среды (рН) Крайние значения рН, неблагоприятно сказываясь на режиме почв, ухудшают его плодородие и тем самым понижают устойчивость к разного рода техногенным воздействиям Почвы имеют рН 8,0 - 8,6 Пониженная
Буферность В зависимости от количества и состава обменных ионов почвы обладают различной буферностью, а следовательно различной устойчивостью к внешним воздействиям. Высокой буферной способностью обладают гумусированные почвы тяжелого мехсостава, в которых ППК насыщен Са и Мg Механический состав почв супесчано- легкосуглинистый. В ППК наряду с Са и Мg присутствует в больших количествах Na Слобоустойчивые
6.9.3. Оценка воздействия на почвенно-растительный покров и мероприятия по минимизации нарушений почвенно-растительного покрова
Почвы
Почвенно-растительный покров рассматривается, как сложная сопряженная система, состоящая из двух подсистем:
Почвенной (представленной почвенными контурами);
Растительной (представленной геоботаническими контурами).
Критерии оценки, ввиду различия свойств, даются для каждой из подсистем.
Основным критерием оценки воздействия на почвы при строительстве скважины является площадь нарушенных земель, т.е. площади которые утратят свою хозяйственную ценность.
Первоначальную хозяйственную ценность, как пастбищные угодья утратят земли краткосрочного отвода.
При использовании земель временного отвода будут происходить запланированные нарушения земель, которые в последующем будут рекультивированы. При соблюдении всех природоохранных требований, после прохождения процессов само зарастания угодья будут возвращены для первоначального использования (фактор временной трансформации).
В соответствии с «Инструкцией по осуществлению государственного контроля за охраной и использованием земельных ресурсов» (Алматы, 1996) для оценки экологического состояния почв рекомендуется следующие основные критерии:
перекрытость поверхности почв абиотическими наносами;
степень и глубина плотности почвы;
присутствие песка в верхнем горизонте почвы;
уменьшение мощности генетических горизонтов;
уменьшение содержания гумуса и основных элементов питания растений;
степень развития эрозионных процессов и соотношения эродированных почв;
степень разрушения дернины;
увеличение содержания водо-растворимых солей;
изменение состава поглощенных катионов;
изменение уровня залегания почвогрунтовых вод;
превышение ПДК загрязняющих веществ.
Для оценки прогнозного воздействия принята следующая шкала:
слабое - воздействие фиксируется слабо, либо совсем не фиксируется современными средствами контроля, хотя определенно существует. Суммарный коэффициент загрязнения менее 0,5 ПДК;
допустимое - воздействие уверенно фиксируется на уровне значительно ниже допустимых норм. Суммарный коэффициент загрязнения 1-16. концентрации ЗВ в почве от 0,5 до 1,0 ПДК;
умеренное - воздействие средней степени, которое приближается к верхнему пределу допустимого или не существенно превышает его. Суммарный коэффициент загрязнения 16-32. концентрации ЗВ в почве от 1,0 до 5,0ПДК;
сильное – сильное воздействие, с существенным превышением допустимых норм. Суммарный коэффициент загрязнения 32-128. концентрации ЗВ в почве 5,0 до 20,0 ПДК.
Наиболее сильное воздействие, многократно превышающее допустимые нормы. Суммарный коэффициент ЗВ в почве более 20,0 ПДК.
Ниже приводится краткое пояснение по каждому оценочному параметру воздействия, на основе которых произведена комплексная оценка.
Перекрытость поверхности почвы абиотическими техногенными наносами, может возникнуть при эоловом рассеивании (пыление) с мест временного складирования отходов или сухих химических материалов и при складировании нетоксичного почво-грунта на рельеф, на этапе строительных работ.
В результате этого верхний плодородный горизонт почв может засорятся, перекрываться, перемешиваться и т.п. это приведет к увеличению содержания песчаных и глинистых частиц в верхнем горизонте почвы, уменьшению содержания доступного гумуса и другими последствиям.
При проведении строительных работ почвогрунты, образуемые при закладывании фундаментов, прокладке трубопроводов и др. работах, будут временно складироваться на территории земельного отвода. После завершения работ будет произведена рекультивация земель.
Оценка нарушенности производится по трём факторам: физического присутствия – площади отчуждаемых под техногенные объекты земель (постоянный земельный отвод); временной трансформации – площади, отчуждаемые во временное пользование; фактору случайного воздействия.
После окончания строительных работ будет произведена рекультивации земель временного отвода, здесь произойдет постепенное восстановление почв и зарастания этих нарушенных земель разряженной растительностью.
Хозяйственная деятельность будет осуществляться только в границах постоянного отвода, что уменьшит антропогенное влияние после завершения строительно-монтажных работ.
Площади нарушений могут фактически превышать площадь, отводимых во временный отвод. Все эти несанкционированные нарушения относятся к случайным. Наиболее значимым таким воздействием может стать движение вне дорог при проведении строительных работ и аварийные разливы, увеличивающие содержание загрязняющих веществ в почве.
При необходимом движении транспорта вне дорог может произойти увеличение плотности почвы, разрушение дернины растительности. Колеи дорог могут стать причиной развития засоленных бедлендов. Возможное воздействие по данному параметру предварительно оценивается как умеренное.
Растительность
В связи с разработкой месторождения, воздействие будет оказано не только на почвы, но и на растительность. Источники воздействия на растительность аналогичны источникам воздействия на почвы.
По виду воздействия подразделяются на две категории:
непосредственные, осуществляемые при прямом контакте источников воздействия с почвами или растительным покровом;
опосредованные, когда осуществляется косвенная передача воздействия через сопредельные среды.
Кроме того, воздействия на любой природный компонент, в том числе на почвенно-растительный покров можно разделить по:
типу воздействия (физическое и химическое);
степени воздействия (поверхностные, трансформирующие, дезинтегрирующие);
продолжительности воздействия (разовые, регулярные, нерегулярные);
масштабу воздействия (точечные, локальные, расширенные).
Физическое воздействие на почвенно-растительный покров сводится в основном к механическим повреждениям, при которых наиболее ранимыми видами оказываются однолетние растения. Они погибают при самом поверхностном нарушении почвенного слоя.
На участках с легкими почвами механические нарушения почвенно-растительного покрова инициируют развитие дефляционных процессов с образованием незакрепленных растительностью, эоловых форм рельефа.
Тонкодисперсный, пылеватый материал выносится с оголенных (нарушенных) участков наверх, образуя «язвы дефляции», и осаждается в окружающем ландшафте в виде песчаного чехла. Отложение пылеватых частиц, в том числе солей, на поверхности растений затрудняет транспирацию, фотосинтез, а также ведет к снижению содержания хлорофилла в клетках, отмиранию их тканей и отдельных органов.
Воздействие высоких температур, происходящее в момент испытания скважин, значительным повреждениям, в первую очередь, подвергается растительность вокруг факельной установки. Так, на расстоянии от них в среднем 50 м происходит полное уничтожение растительного покрова.
От высокой температуры погибают, как растения, так и семенной материал (резервный фонд), накопившийся к этому моменту в почве. Поэтому восстановление растительности на таких участках происходит медленнее.
Существуют разные показатели, с помощью которых можно оценить воздействие хозяйственной деятельности, связанной с разработкой месторождения на состояние растительности. К основным (и наиболее наглядным) из них относятся.
Изменение морфологических и физиологических характеристик растений;
Изменение структуры и состава растительных сообществ;
Степень трансформации сообществ;
Наличие и состояние редких и исчезающих представителей флоры.
Из физиологических изменений у некоторых растений могут быть отмечены нарушения в сроках наступления определенных фенологических фаз, в частности запоздание вегетации и др. Однако, чем вызваны данные изменения однозначно, сказать нельзя.
Изменение структуры и состава растительных сообществ наиболее наглядно будут проявляться в снижении (или, напротив, увеличении) их биоразнообразия.
Степень трансформации растительных сообществ в различных частях территории будет неодинаковая. Ее максимальные значения будут наблюдаться лишь на локальных участках, где под воздействием технологических процессов растительный покров уничтожен полностью (вокруг буровых установок, всех типов скважин и др. производственных объектов).
Средней степени трансформации подвержены растительные сообщества в восточной части месторождения, причиной чему является выпас скота, а также растительность вдоль дорог (дорожная дигрессия).
Таблица 6.9.3.
Бальная оценка воздействия на растительный покров
№ Наименование с параметра Единицы измерения Критерий оценки, балл Оценка в баллах
Крайне не значительное
1 балл Не значительное
2 балла Среднее 3 балла Значи
тельное
4 балла Исключительно сильное 5 балла 1. Наличие экземпляров с морфофизио-логическими изменениями % экземпляров
на единицу площади >3 3-10 10-20 20-50 <50 1
2. Видовое разнообразие % видов от числа характерных
для данного района Не >70 55-70 30-55 20-30 >20 2
3. Наличие сорных элементов % сорных от общего числа видов >5 5-15 15-35 35-70 <70 3
4. Модифика-ционные растительные сообщества % от общей площади рассматри-
ваемой территории >5 5-15 15-40 40-70 <70 2
Средний балл 2
6.9.4. Рекомендуемые мероприятия по минимизации нарушений почвенно-растительного покрова и рекультивации почв
Охрана почв при осуществлении работ по проекту для данной территории может существенно ограничить негативные экологические последствия.
Комплекс проектных технических решений по защите земельных ресурсов от загрязнения и истощения и минимизации последствий при проведении подготовительных и буровых работ включает в себя:
бетонирование площадок на устьях скважин;
применение без амбарного способа приготовления и очистки бурового раствора;
обустройство промышленных площадок защитными канавами и обваловка;
отверждение, вывоз и захоронение отходов бурения в специальных местах;
бетонирование площадки, устройство насыпи и обваловки у склада ГСМ, терминал склада реагентов для буровых растворов и стоянки автотранспорта;
для предотвращения загрязнения почв химическими реагентами, их транспортировку производить в закрытой таре, хранение в специальном помещении с гидроизолированным полом;
буровой раствор готовить в блоке приготовления раствора, со сливом в циркуляционую систему по металлическим желобам. Хранить буровой раствор в металлических емкостях. После окончания бурения, оставшийся в металлических емкостях буровой раствор использовать на других буровых;
циркуляция бурового раствора осуществлять по замкнутой системе: скважина → блок очистки (вибросито, центрифуга) → металлические емкости → скважина (насосами);
выбуренную породу (шлам) на блоке очистки (вибросито, центрифуга) будут отделять от бурового раствора, и сбрасывать в передвижной шламоприемник;
осуществлять подачу ГСМ на буровую по герметичным топливо- и маслопроводам;
герметизированный сбор углеводородов, полученных при эксплуатации скважины;
хранение в герметизированных емкостях на специально оборудованной площадке.
Проведение организационных мероприятий, направленных на упорядочение дорожной сети, сведение к минимуму количества проходов автотранспорта по бездорожью является важным фактором охраны почв - от деградации и необоснованного разрушения;
Подъездные дороги должны прокладываться с учетом особенностей экосистем участков их устойчивости к антропогенным воздействиям.
По окончании планируемых работ должны быть проведены техническая и биологическая рекультивация нарушенных земель.
Для эффективной охраны почв от загрязнения и нарушения необходимо разработать план-график конкретных мероприятий, который наряду с имеющимися проектными решениями, направленными на охрану почв, будет включать следующие мероприятия:
своевременный контроль состояния существующих временных (полевых) дорог для транспортировки временных сооружений, оборудования, материалов, людей;
организация передвижения техники исключительно по санкционированным маршрутам с сокращением до минимума движения по бездорожью;
принятие мер по ограничению распространения загрязнений в случаях разлива нефти, нефтепродуктов, сточных вод и различных химических веществ;
принятие мер по оперативной очистке территории, загрязненной нефтью, нефтепродуктами и другими загрязнителями;
проведение просветительской работы по охране почв и растительности;
неукоснительное выполнение мер по охране земель и растительности от загрязнения, разрушения и истощения.
Для предотвращения нежелательных последствий при проведении планируемых работ по эксплуатации и бурению скважин на месторождении и сокращения площадей с уничтоженной и трансформированной растительностью необходимо выполнение комплекса мероприятий по охране растительности:
свести к минимуму количество вновь прокладываемых грунтовых дорог;
не допускать расширения дорожного полотна;
осуществить профилактические мероприятия, способствующие прекращению роста площадей, подвергаемых воздействию при проведении работ;
во избежание возгорания кустарников и травы необходимо соблюдать правила по технике безопасности.
6.10. Животный мир6.10.1. Источники и виды воздействия
Воздействие на животный мир обусловлено природными и антропогенными факторами.
К природным факторам относятся, климатические условия, характеризующиеся колебаниями температуры воздуха, интенсивные процессы дефляции и т.д.
Влияние изменения природных условий сказывается на численности и видовое разнообразие животных. Одни животные будут вытесняться, и гибнуть, для других будут складываться благоприятные условия.
Антропогенные факторы. Антропогенное воздействие осуществляется в ходе любой хозяйственной деятельности, связанной с природопользованием. В результате происходит изменение трофических связей, ведущее к перестройке структуры зооценоза.
В результате антропогенной деятельности на природные процессы, происходят непрерывно протекающие в зооценозе экосистемы следующие изменения, главным образом связанные с условием среды обитания:
изменение кормовой базы и трофических связей в зооценозах;
изменение численности и видового состава;
изменение существующих мест обитания.
На эти процессы оказывают влияние следующие виды воздействий:
изъятие определенных территорий под строительство;
земляные и прочие работы на объекте строительства;
фактор беспокойства (присутствие людей, шум от работающей техники);
техногенные загрязнения.
Прекращение воздействия в зависимости от его интенсивности, масштабности и обратимости реакция экосистемы может привести к восстановлению исходных условий или изменению структуры всего комплекса.
Критериями оценки воздействия являются – интенсивность, время и масштаб воздействия.
Интенсивность воздействия – зависит от его источника и может изменяться в широких пределах от незначительных, следы которых бесследно исчезают в течение нескольких дней или даже часов, до глобальных.
Время воздействия – характеризует продолжительность его оказания. Выделяются кратковременные воздействия, не превышающие нескольких лет, длительные, сопоставимые со временем жизни человека и сроком реального планирования тех или иных социально-экономических программ, а также постоянные, которые в обозримом будущем могут считаться неизменными.
Масштаб воздействия может иметь локальный, региональный и глобальный уровни. Эта градация условна, выделяемые уровни не имеют четких границ, но отражают результаты и время развития реакции на него.
Степень воздействия, складывается из следующих критериев – проявление антропогенного воздействия, изменение исходного природного комплекса, биоценотические изменения, изменения видового состава и численности основных групп животных, способность экосистемы к самовосстановлению после прекращения или уменьшения степени антропогенного воздействия.
В 6.10.1. приводится шкала оценки степени антропогенного воздействия на состояние животного мира.
Таблица 6.10.1.
Оценка степени воздействия антропогенной деятельности на животный мир
Воздействие Балл Критерии оценки степени воздействия
Проявление антропогенного воздействия Изменение исходного природного комплекса Биоценотические изменения Изменения видового состава и численности основных групп животных Способность экосистемы к самовосстановлению после прекращения или уменьшения степени антропогенного воздействия Примечание
Крайне незначительное 1 практически не проявляется до 10% происходят преимущественно под воздействием природных факторов Обеднения видового состава и сокращения численности не происходит Значительно не изменится
Незначительное 2 фиксируется на нижнем уровне устойчивости экосистемы До 20% происходят под воздействием природных и антропогенных факторов в соотношении 1/3 обеднения видового состава и значительного сокращения численности не происходит коренным образом не изменится изменение ценотических связей повлияет на стабильность всего биоценоза, однако не изменит коренным образом структуру и направление развития экосистемы
Умеренное 3 воздействие средней степени, которое приближается к верхнему пределу устойчивости экосистемы 30-40% происходят под воздействием природных антропогенных факторов примерно в равных пропорциях очень значительного обеднения видового состава и сокращения численности не происходит; происходит заселение новых экологических ниш синантропными видами претерпевает изменения в сторону увеличения длительности восстановления экологического равновесия изменение биоценотических связей не изменит коренным образом направление развития экосистемы
Воздействие Балл Критерии оценки степени воздействия
Проявление антропогенного воздействия Изменение исходного природного комплекса Биоценотические изменения Изменения видового состава и численности основных групп животных Способность экосистемы к самовосстановлению после прекращения или уменьшения степени антропогенного воздействия Примечание
Значительное 4 сильное воздействие, с превышением верхнего предела устойчивости экосистемы 50-60% происходят под воздействием природных и антропогенных факторов, с некоторым преобладанием антропогенных факторов происходит изменение структуры, состава и динамики биоценозов Претерпевает изменения в сторону сильного увеличения длительности восстановления экологического равновесия (20-30 лет) трофические связи укорачиваются
Исключительно сильное 5 очень сильное воздействие, с существенным превышением верхнего предела устойчивости экосистемы 60-70% происходят под преобладающим воздействием антропогенных факторов происходят коренные изменения структуры, состава и динамики биоценозов после прекращения антропогенного воздействия самостоятельный возврат в состояние экологического равновесия растянется на длительное время (более 30 лет) трофические связи короткие, в фаунистическом комплексе происходит общее упрощение структуры
6.10.2. Оценка воздействия на животный мир
При оценке воздействия различных антропогенных (техногенных) факторов был проведен анализ влияния на природную среду тех факторов, которые уже вызвали физические изменения ландшафта и будут их вызывать в ходе освоения и эксплуатации месторождения. К ним относиться:
изъятие определенные территории под строительство;
земляные и прочие работы на объекте строительства;
фактор беспокойства (присутствие людей, шум от работающей техники);
автомобильные дороги;
техногенные загрязнения.
При оценке последствий техногенных воздействий (по И.А. Шилову, 2003 г.) на окружающую среду, учитывались:
кумулятивный эффект любых долговременных воздействий на природные объекты (организмы, экосистемы и пр.);
нелинейность дозовых эффектов воздействий на живые организмы, выражающиеся в виде непропорционально сильных биологических эффектов, от небольших доз воздействия, что связано с повышенной чувствительностью организмов к слабым (информационным) воздействиям;
синергическое (совместное) действие различных факторов среды на живое, которое нередко приводит к неожиданным эффектам, не являющимся суммой ответов на оказанные действия;
индивидуальные различия живых существ в чувствительности к действию факторов среды и в сопротивляемости неблагоприятным изменениям.
В результате изъятия земель для строительства объектов и сооружений происходит сокращение кормовой базы, ведущее к перестройке структуры зооценоза.
Интенсивность воздействия значительная, воздействие носит локальный характер, время воздействия – длительное. Воздействие на животный мир значительное.
Проведение земляных работ, снятие верхнего слоя грунта, устройство насыпи, с одной стороны разрушает почвы и растительный покров, сокращая стации одних групп животных, с другой стороны открывает новые ниши для устройства убежищ других (песчанки, беспозвоночные).
Интенсивность воздействия значительная, воздействие носит локальный характер, время воздействия – кратковременное. Воздействие на животный мир умеренное.
Автомобильные дороги с интенсивным движением и большой скоростью автотранспорта являются угрозой для жизни животных.
Причем гибель одних видов животных привлекает на дороги хищников и насекомоядных (лисица, корсак, ежи, хищные птицы), которые в свою очередь становятся жертвами. Воздействие незначительное.
Антропогенное вытеснение (присутствие людей, техники, шум, запахи и пр.) оказывает наиболее существенное влияние на основные группы животных на стадии строительства.
Фактор беспокойства обусловлен движением автотранспорта, прокладкой дорог, линий связи и электропередачи, а также различными строительно-монтажными работами: карьерными выемками, траншеями и ямами, свалками строительного мусора, металлолома.
По времени это воздействие ограничено, в основном, периодом строительства объектов и вводом их в эксплуатацию, после чего интенсивность воздействия убывает.
Антропогенное загрязнение условно подразделяют на эвтрофирующее и токсичное. В результате воздействия токсического фактора сменяются доминирующие виды, изменяются трофические связи, упрощается структура сообщества и пр. При сокращении общего числа видов в сообществе может возрастать число особей отдельных видов. Воздействие незначительное.
Таким образом, будет незначительное изменение, в рамках общего техногенного воздействия, ареалов распространения млекопитающих в результате общего антропогенного прессинга на территории месторождения.
Возможно, сокращение численности одних видов при одновременном увеличении численности и расширении ареала распространения преимущественно синантропных видов. Это, в свою очередь, повлечет за собой изменение трофических и других связей в зооценозах.
В таблице 6.10.2 приводится бальная оценка антропогенных факторов на животный мир с учётом анализа ареалов распространения, видового разнообразия и численности различных классов животных.
Таблица 6.10.2
Балльная оценка воздействия антропогенных факторов на животный мир
Антропогенный фактор воздействия Балл
Изъятие определенных территорий под нормативные отводы для строительства объектов и сооружений 4
Земляные и прочие работы на объектах строительства 3
Автомобильные дороги 2
Свалки (металлолом) 3
Фактор беспокойства 2
Загрязнение окружающей среды Физическое (шум и др) 2
Химическое 2
Средний бал 2,5
Из таблицы видно, что в соответствии с принятой оценкой степени воздействия возможное воздействие на животный мир колеблется от незначительного до умеренного (средний бал – 2,5).
Наиболее среднее воздействие наблюдается в непосредственной близости от площадок строительства, дорог, карьеров, при удалении от рассматриваемых объектов степень антропогенного воздействия ослабевает.
Воздействие на животный мир будет незначительное и умеренное. Изменение биоценоза под воздействием природных и антропогенных факторов происходят примерно в равных пропорциях.
Очень значительного обеднения состава и сокращения численности основных групп животных не произойдёт. При соблюдении соответствующих природоохранных мероприятий, воздействие деятельности предприятия на животный мир будет носить умеренный и кратковременный характер.
Выводы
Воздействие на животный мир при строительстве скважины на площади Кырыкмерген оценивается от незначительного до умеренного.
С увеличением интенсивности разработки месторождения, увеличением добычи углеводородного сырья, увеличится антропогенный пресс на окружающую среду.
Пи этом наиболее ощутимое негативное воздействие будет оказано на места обитания животных (нарушение почвенно-растительного покрова и т.п.).
При условии выполнения всех природоохранных мероприятий влияние бурения на месторождении можно будет свести к минимуму.
6.10.3. Мероприятия по охране животного мира
Охрана животного мира заключается в соблюдении природоохранного законодательства РК. Охране подлежат не только редкие, но и обычные, пока еще достаточно распространенные животные.
Основные мероприятия по охране и восстановлению животного мира должны включать:
инструктаж персонала о недопустимости охоты на животных, бесцельном уничтожении пресмыкающихся;
строгое соблюдение технологии;
запрещение кормление и приманки диких животных;
запрещение браконьерства и любых видов охоты;
принятие мер по уничтожению грызунов, переносчиков инфекционных заболеваний;
использование техники, освещения, источников шума должно быть минимизировано;
при планировании транспортных маршрутов и передвижениях по территории следует использовать ранее проложенные дороги и избегать вне дорожных передвижений автотранспорта.
работы по восстановлению деградированных земель.
6.11. Оценка возможного физического воздействия на окружающую среду
Производственная и другая деятельность человека приводит не только к химическому загрязнению биосферы. Все возрастающую роль в общем потоке негативных антропогенных воздействий приобретает влияние физических факторов на биосферу. Последнее связано с изменением физических параметров окружающей среды, то есть с их отклонением от параметров естественного фона. В настоящее время наибольшее внимание привлекают изменения электромагнитных и вибро – акустических условий в зоне промышленных объектов.
6.11.1. Производственный шумНормативные документы устанавливают определенные требования к методам измерений и расчетов интенсивности шума в местах нахождения людей, допустимую интенсивность фактора и зависимость интенсивности от продолжительности воздействия шума. В соответствии с нормами для рабочих мест, в производственных помещениях считается допустимой шумовая нагрузка 80дБ. Поэтому при разработке технического проекта на строительство объекта эти требования должны быть учтены.
Уровни шума должны быть рассмотрены исходя из следующих критериев:
Защита слуха.
Помехи для речевого общения и для работы.
Звуковое давление 20 log (p/p0) в дБ, где:
p – измеренное звуковое давление в паскалях
p0 – стандартное звуковое давление, равное 2*10-5 паскалей.
Уровень звуковой мощности 10 log (W/W0) в дБ, где:
W – звуковая мощность в ваттах
W0 – стандартная звуковая мощность, равная 10-12 ватт.
Допустимые уровни шума на рабочих местах.
Предельно допустимые уровни звукового давления на рабочих местах и эквивалентные уровни звукового давления на промышленных объектах и на участках промышленных объектов приведены в таблице 6.11.1 ниже:
Таблица 6.11.1
Предельно допустимые уровни шума на рабочих местах
Рабочее место Уровни звукового давления в дБ с частотой октавного диапазона в центре (Гц) Эквивал. уровни звук. давл. (дБ(A))
63 125 250 500 1000 2000 4000 8000 Творческая деятельность; руководящая работа; проектирование и пункт оказания первой помощи. 71 61 54 49 45 2 40 38 50
Высококвалифи-цированная работа, требующая концентрации; административная работа; лабораторные испытания. 79 70 63 58 55 52 50 49 60
Рабочие места в операторных, из которых осуществляется визуальный контроль и телефонная связь; кабинет руководителя работ. 83 74 68 63 60 57 55 54 65
Работа, требующая концентрации; работа с повышенными требованиями к визуальному контролю производственного процесса. 91 83 77 73 70 68 66 64 75
Все виды работ (кроме перечисленных выше и аналогичных) на постоянных рабочих местах внутри и снаружи помещений. 95 87 82 78 75 73 71 69 80
Допустимо для объектов и оборудования со значительным уровнем шума. Требуется снижение уровня шума. 99 92 86 83 80 78 76 74 85
Машинные залы, где тяжелые установки расположены внутри здания; участки, на которых практически невозможно снизить уровень шума ниже 85 дБ(А); выпускные отверстия неаварийной вентиляции. 110
Выпускные отверстия аварийной вентиляции. 135
Для источников периодического шума на протяжении 8 часов используются следующие значения, эквивалентные 85 дБА:
Время работы оборудования Максимальный уровень звукового давления при работе оборудования
8 часов 85 дБ(A)
4 часа 88 дБ(A)
2 часа 91 дБ(A)
1 час 94 дБ(A)
6.11.2. Шум от автотранспортаДопустимые уровни внешнего шума автомобилей, действующие в настоящее время, применительно к условиям строительных работ, составляют: грузовые автомобили с полезной массой свыше 3,5т создают уровень звука – 89 дБ(А); грузовые –дизельные автомобили с двигателем мощностью 162 кВт и выше – 91 дБ(А).
В настоящее время средний допустимый уровень звука на дорогах различного назначения, в том числе местного, составляет 73 дБ(А). Эта величина зависит от ряда факторов, в том числе от технического состояния транспорта, дорожного покрытия, интенсивности движения, времени суток, конструктивных особенностей дорог и др.
В условиях транспортных потоков планируемых при проведении строительных работ, будут преобладать кратковременные маршрутные линии. Использование автотранспорта для обеспечения работ, перевозки персонала, технических грузов и др. с учетом создания звуковых нагрузок, не будет превышать допустимых нормированных шумов – 80 дБ(А), а использование мероприятий по минимизации шумов при работах на месторождении, даст возможность значительно снизить последние.
Снижение звукового давления на производственном участке и вахтовом поселке может быть достигнуто при разработке специальных мероприятий по снижению звуковых нагрузок. К мероприятиям такого характера относятся:
оптимизация и регулирование транспортных потоков;
уменьшение, по мере возможности, движения грузовых автомобилей большой грузоподъемности;
создание дорожных обходов;
снижение звуковой нагрузки в вахтовом поселке;
возведение звукоизолирующего ограждения вокруг дизель электростанции в вахтовом поселке;
оптимизация работы технологического оборудования, буровых установок, использование звукопоглощающих материалов и индивидуальных средств защиты от шума.
Однако уже на расстоянии нескольких сотен метров источники шума не оказывают негативного воздействия на население и обслуживающий персонал.
6.11.3. Электромагнитные излученияИсточниками электромагнитных полей являются: атмосферное электричество, космические лучи, излучение солнца, а также искусственные источники: различные генераторы, трансформаторы, антенны, лазерные установки, микроволновые печи, мониторы компьютеров и т.д. На предприятиях источниками электромагнитных полей промышленной частоты являются высоковольтные линии электропередач (ЛЭП), измерительные приборы, устройства защиты и автоматики, соединительные шины и др.
На территории буровой располагаются установки, агрегаты, электрические генераторы и сооружения, которые являются источниками электромагнитных излучений промышленной частоты. К ним относятся электродвигатели, генераторы газотурбинных электростанций, дизель электростанции, линии электрокоммуникаций, линии высоковольтных электропередач, электрооборудование строительных механизмов и автотранспортных средств. Используемые проектом электрические установки, устройства и электрические коммуникации, а также предусмотренные организационно-технические мероприятия обеспечат необходимые допустимые уровни воздействия электромагнитных излучений на работающих.6.11.4. ВибрацииВибрацию вызывают неуравновешенные силовые воздействия, возникающие при работе различных машин и механизмов.
В зависимости от источника возникновения выделяют три категории вибрации:
транспортная;
транспортно – технологическая;
технологическая.
Минимизация вибраций в источнике производится на этапе проектирования, и в период эксплуатации. При выборе машин и оборудования для проектируемого объекта, следует отдавать предпочтение кинематическим и технологическим схемам, которые исключают или максимально снижают динамику процессов, вызываемых ударами, резкими ускорениями и т.д. Также для снижения вибрации необходимо устранение резонансных режимов работы оборудования, то есть выбор режима работы при тщательном учете собственных частот машин и механизмов.
6.11.5. Радиационное загрязнение Радиационная безопасность обеспечивается соблюдением действующих «Норм радиационной безопасности», «Основных санитарных правил работы с радиоактивными веществами и другими источниками ионизирующих излучений» (ОСП-72/87) и других республиканских и отраслевых нормативных документов.
Основные требования радиационной безопасности предусматривают:
исключение всякого необоснованного облучения населения и производственного персонала предприятий
не превышение установленных предельных доз радиоактивного облучения
снижения дозы облучения до возможно низкого уровня.
Интенсивность гамма-Поля территории исследования колеблется в пределах от 4 до 15 кмР/час в зависимости от конкретной геологической ситуации. В целом по всей территории интенсивность гамма-Поля составляет 4-7 мкР/час, что соответствует фоновому колебанию интенсивности естественной радиоактивности.
6.12. ОЦЕНКА ЭКОЛОГИЧЕСКОГО РИСКА НАМЕЧАЕМЫХ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ.6.12.1. Обзор возможных аварийных ситуаций.Одна из особенностей современного этапа развития земной цивилизации связана с возрастанием риска возникновения природных и техногенных катастроф, влекущих за собой значительные социально-экономические и экологические последствия. Потенциальные опасности, связанные с риском проведения буровых работ, могут возникнуть в результате воздействия, как природных факторов, так и антропогенных.
Природные факторы воздействия.
Под природными факторами понимается разрушительное явление, вызванное геофизическими причинами, которые не контролируются человеком. Иными словами, при возникновении чрезвычайной природной ситуации возникает опасность саморазрушения окружающей среды.
Для уменьшения природного риска следует разработать адекватные методы планирования и управления. При этом гибкость планирования и управления должна быть основана на правильном представлении о риске, связанном с природными факторами.
К природным факторам относятся:
землетрясения;
ураганные ветры;
повышенные атмосферные осадки;
паводки и наводнения.
Сейсмическая активность. Согласно данным сейсмического микрорайонирования территория сейсморазведочных работ не входит в зону риска по сейсмоактивности.
Характер воздействия: одномоментный. Вероятность возникновения землетрясения с силой 7-9 баллов, которое может привести к значительным разрушениям, пренебрежимо мала.
Неблагоприятные метеоусловия. В результате неблагоприятных метеоусловий, таких как сильные ураганные ветры, повышенные атмосферные осадки, могут произойти частичные повреждения оборудования, кабельных линий силовых приводов на промплощадке буровой.
Анализ выше представленных природно-климатических данных показал, что для этого периода работ характерна вероятность возникновения пожароопасных ситуаций. При возникновении пожароопасной ситуации при преобладании восточного ветра радиус распространения огненного облака будет максимально распространяться на западное направление. Количество ситуаций, вызванных сильными ветрами, будет увеличиваться за счет проявления плохо прогнозируемых локальных метеопроцессов.
Как показывает анализ подобных ситуаций, причиной возникновения пожаров является не только природные факторы, но и неосторожное обращение персонала с огнем и нарушение правил техники безопасности.
Характер воздействия: кратковременный. Вероятность возникновения данных чрезвычайных ситуаций незначительная.
Антропогенные факторы.
Под антропогенными факторами понимаются быстрые разрушительные изменения окружающей среды, обусловленные деятельностью человека или созданных им технических устройств и производств. Как правило, аварийные ситуации возникают вследствие нарушения регламента работы оборудования или норм его эксплуатации.
Возможные техногенные аварии при производстве буровых работ можно разделить на следующие категории:
аварийные ситуации с автотранспортной техникой;
аварии и пожары на временных хранилищах горюче-смазочных материалов (ГСМ);
аварийные ситуации при проведении работ.
Аварийные ситуации с автотранспортной техникой. При проведении работ будет использоваться автотранспорт. Выезд транспорта в неисправном виде, или опрокидывание транспорта может привести к возникновению аварий и как следствие к утечке топлива. Утечка топлива может привести к загрязнению почвенно-растительного покрова, поверхностных и подземных вод горюче смазочными материалами.
Характер воздействия: кратковременный. Вероятность возникновения данных чрезвычайных ситуаций низкая.
Аварии и пожары на временных хранилищах горюче-смазочных материалов (ГСМ). Бурение и эксплуатация скважин будет сопровождаться использованием силовых приводов, работающих на дизельном топливе. В связи с этим предусмотрено обустройство временного склада ГСМ на территории промплощадки буровой. В результате нарушения условий хранения и перекачки топлива возможно возникновение пожаров в резервуарах топлива, разливов топлива. Аварии на временных хранилищах ГСМ являются следствием, как природных факторов, так и антропогенных факторов. По характеру аварийные ситуации на временных хранилищах ГСМ близки к аварийным ситуациям с автотранспортной техникой, однако масштабы последствий больше. Согласно природно-климатической характеристике для района проведения работ характерно преобладание ветров восточного и западного направления, которые приводят к интенсивному испарению разлитого топлива. При быстром испарении возможны взрывы и пожары.
Наибольшую опасность для людей и сооружений представляет механическое действие детонационной и воздушной ударной волны детонационного взрыва облака. Однако при образовании огненного шара серьезную опасность для людей представляет интенсивное теловое воздействие.
РАЗДЕЛ 7. КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОКРУЖАЮЩУЮ ПРИРОДНУЮ СРЕДУ.
Антропогенный пресс при реализации проекта строительства скважин на м/р Камыскуль Южный испытают все элементы природной среды, в том числе: атмосферный воздух, воды, почвенный и растительный покров, биотические комплексы, то есть произойдет комплексное воздействие на все компоненты геосистем.
Анализ экологических последствий развития различных производственных объектов позволил выявить потенциально возможные экологические проблемы, возникающие при взаимодействии техногенных объектов и окружающей среды и ранжировать основные факторы техногенного воздействия по степени их влияния на природную обстановку. Основными потенциальными факторами воздействия на природную среду могут являться:
выбросы загрязняющих веществ в атмосферу;
сбросы сточных вод на рельеф;
загрязнение экосистем технологическими жидкостями;
механические нарушения почв;
изменение гидрологического и гидрогеологического режима территории;
изменение геодинамической обстановки в пластах;
шумовое загрязнение окружающей среды;
антропогенный фактор воздействия на фаунистические комплексы.
В данном проекте оценка факторов техногенного преобразования природной среды при реализации проектных решений отражает количественные и качественные уровни воздействия и основывается на комплексном подходе, предполагающем определение нагрузок на все компоненты экосистем с учётом эффектов суммации, аккумуляции и последующих цепных реакций, поскольку оценка воздействий на отдельные компоненты, даже являющиеся ведущим фактором природного хода сукцессии, не позволяет обнаружить полный объём эффектов взаимодействия.
Воздействие определяется степенью изменения отдельных природных компонентов или их структуры в целом. При этом она может проявляться либо в виде его техногенных модификаций, либо в виде коренной перестройки основных структур всего комплекса.
Техногенная модификация природного территориального комплекса при реализации проектных решений является следствием соответствующего режима воздействия, при этом, отчасти, природное саморегулирование заменяется техническим.
Все многообразие причин, которое может привести к загрязнению природной среды, можно с достаточной степенью условности свести в три основные группы:
несовершенство технологии строительства;
несоблюдение технологических регламентов;
ненадежность оборудования, конструкций и элементов обустройства площадок.
Поэтому, помимо экологической обоснованности технических решений учитывались природные динамические тенденции и потенциальные возможности самовосстановления природных экосистем.
Основной целью комплексной оценки является выделение территорий, объединенных комплексом проблемных ситуаций, возникающих в результате хозяйственной деятельности и требующих осуществления специфического набора природоохранных мероприятий.
Уровень воздействия на отдельные компоненты природной среды определялся наиболее явными фиксируемыми количественными параметрами, определяемыми по содержанию загрязняющих веществ в атмосферном воздухе, почве, и воде (в пересчёте на ПДК), а также по физическим процессам поступления (перемещения) вещества и энергии.
Выделяемые территории (зоны воздействия) объединены в соответствии с интенсивностью техногенного воздействия на окружающую среду, а именно:
атмосферный воздух;
почвы, земли;
растительность;
животный мир;
водные ресурсы;
геологическую среду.
В данном проекте под зоной воздействия подразумевается часть территории, где в результате хозяйственной или иной деятельности происходят изменения в окружающей природной среде.
Зона наиболее интенсивного воздействия – здесь возможно воздействие, превышающее допустимые нормы. То есть может измениться свыше 70 % от исходного состояния природного комплекса (совокупность элементов живой и неживой природы, находящихся в определенной связи и отношениях между собой и образующих относительно устойчивое единство или целостность). Антропогенное воздействие гораздо сильнее природных факторов, влияющих на изменение экотопа.
В рельефе может происходить образование новых форм, изменяющих геохимические потоки, геохимческие барьеры и пути миграции химических элементов. Нарушения почвенного покрова на уровне типов может превысить 70 % от общей площади природного комплекса. В почвогрунтах возможно изменение окислительно-восстановительных условий в результате вторичного засоления.
Изменение химического состава поверхностных и грунтовых вод возможно на уровне, подавляющим процессы ассимиляции и диссимиляции в биоценозе и тем самым приводящее к угнетению биоты. Возможна общая деградация природного комплекса, приводящая к опустыниванию или образованию техногенного ландшафта.
После прекращения антропогенного воздействия восстановление данного вида природного комплекса без проведения обширных природоохранных мероприятий невозможно.
Наиболее подвержена антропогенному воздействию территория, занимаемая буровой установкой. Площадь земель зоны наиболее интенсивного воздействия составит 2,5 га.
Зона интенсивного воздействия – в этой зоне будет наблюдаться значительное воздействие с существенным превышением допустимых норм, может изменяться до 50-70 % от исходного состояния природного комплекса.
Изменение экотопа идет под преобладающим воздействием антропогенных факторов воздействия.
В горных породах возможно изменение физико-химических свойств и механических свойств, приводящее к преобразованиям структуры. В рельефе может происходить образование новых форм.
Целостность почвенного покрова на уровне типов сохраняется. В почвах возможно проявление вторичного засоления или изменение вторичных химических процессов.
На почвах с легким мехсоставом могут развиваться дефляционные процессы, которые могут распространяться на сопредельные территории. В почвах возможно замедление темпов накопления органического вещества, разрушение гуминовых и фульвокислот, уменьшение содержания азота.
В растительных сообществах возможно изменение структуры, выражающееся в смене доминантных видов. Морфофизиологические показатели свидетельствуют об угнетенном жизненном состоянии большинства видов. Проективное покрытие изреженное. При восстановлении растительности появляется лишь часть видов с широким ареалом распространения.
Возможно уменьшение видового разнообразия и численности представителей энтомофауны и педобионтов. Трофические связи укорачиваются, в фаунистическом комплексе будет происходить общее упрощение структуры.
Уровень экологической емкости превышен и при продолжающимся антропогенном воздействии наступит постадийная трансформация природного комплекса с образованием нового.
После прекращения антропогенного воздействия самостоятельный возврат на природно-обусловленный путь развития растянется на длительное время в результате нарушения естественного экологического равновесия, поэтому здесь необходимо применение комплекса рекультивационных и природоохранных мероприятий.
Зона умеренного воздействия - здесь будет наблюдаться воздействие, приближающееся, к верхнему пределу допустимого или несущественно превышает его. Изменения затронут до 20-50 % от исходного состояния природного комплекса.
Изменение экотопа происходит под воздействием природных и антропогенных процессов примерно в равных пропорциях.
Целостность почвенного покрова на уровне подтипов сохраняется, хотя возможно механическое нарушение в пределах почвенных разностей. В почвах возможно снижение темпов накопления гумуса и азота, ускорится минерализация гуминовых кислот. Возможно образование дефляционно-опасных участков, и возрастание риска распространения дефляции на сопредельные территории.
Изменение химического состава поверхностных и грунтовых вод будет происходить на уровне, оказывающем влияния на процессы ассимиляции и диссимиляции в биоценозе и тем самым приводящее к структурным изменениям биоты и снижения численности особей на 15-30 % территории природного комплекса.
Биоценотические изменения будут выражаться, главным образом в изменении структуры, состава и динамики фито- и зооценозов.
В растительных сообществах возможно увеличение доли сорнотравных видов и видов-индикаторов загрязнения и сбоя. Изменение проективного покрытия и биопродуктивности могут достичь значений превышения типичного диапазона.
Локально уменьшится видовое разнообразие энтомофауны, а также обилие педобионтов для которых создаются неблагоприятные условия.
Под влиянием антропогенного вытеснения может сократиться ареал распространения и численность основных групп наземных позвоночных. Одновременно может происходить заселение новых экологических ниш синантропными видами.
Общее накопление загрязнителей антропогенного происхождения, не свойственных для данного природно-территориального комплекса, в отдельных компонентах может приблизиться к верхнему пределу санитарно-токсикологических нормативов.
В зону умеренного воздействия попадают территории, расположенные в радиусе 200 м от площадки бурения и сопутствующих объектов.
Зона незначительного воздействия – в данной зоне воздействие будет фиксироваться на уровне гораздо ниже допустимых норм. Изменениям подвергнется до 20 % исходного природного комплекса.
Изменение экотопа (атмосфера, вода, почва, горная порода) будет происходить под воздействием преимущественно природных процессов. Изменением почвенного покрова затронуто до 10-15 % от территории природного комплекса. Морфоструктурных изменений горных пород и образования новых форм рельефа не наблюдается.
Нарушение верхней части почвенного профиля может привести к ухудшению среды произрастания растений и обитания педобионтов, восстановление исходных свойств почв возможно, но в ее морфологическом строении сохранятся некоторые не характерные для данной почвы черты. Целостность почвенного покрова на уровне подтипов и видов сохранится.
Изменение химического состава поверхностных и грунтовых вод будет происходить на уровне не оказывающим существенного влияния на процессы ассимиляции и диссимиляции в биоценозе.
Биоценотические изменения будут происходить преимущественно под воздействием природных процессов. Под влиянием антропогенного фактора изменения структуры, состава и динамики растительных сообществ будут незначительные. Изменение проективного покрытия и биопродуктивности незначительно превысят типичный диапазон.
В энтомофауне, в составе педобионтов и грызунов изменения небольшие, и при восстановлении возможно доминирование в их составе не характерных видов. В фаунистическом комплексе изменение численности и ареала распространения основных групп наземных позвоночных будут незначительные.
После уменьшения или прекращения антропогенного воздействия возможно постепенное возвращение (3-6 лет) на природно-обусловленный путь развития, то есть экологическая емкость природного комплекса не будет превышена и естественное экологическое равновесие не нарушено.
Зона слабого воздействия – антропогенное воздействие будет на уровне порога чувствительности современных инструментальных средств контроля.
Экотопические и биоценотические изменения будут обусловлены в основном природными процессами. Накопление антропогенных загрязнителей возможно в скрытом виде без видимых проявлений.
Характер воздействия. Воздействие на атмосферный воздух носит локальный характер, то есть воздействие этих источников проявляется в радиусе меньше 1000м, в пределах нормативной санитарно-защитной зоны. По продолжительности воздействие будет кратковременным.
Уровень воздействия. Содержание загрязняющих веществ в отходящих газах проектируемого объекта соответствует нормативным требованиям.
Анализ данных расчета выбросов вредных веществ в атмосферу показал, что содержание загрязняющих веществ в атмосферном воздухе в целом не превышает нормативных требований к воздуху в рабочей зоне.
Уровень воздействия - слабый.
Природоохранные мероприятия. При проведении работ с минимальными воздействиями на атмосферный воздух необходимо строгое выполнение проектных решений. По результатам расчетов рассеивания приземных концентраций жилые вагоны рекомендуется расположить на расстоянии не менее 500 м от площадки буровой.
Вывод: В целом воздействия работ при строительстве и при эксплуатации скважины на состояние окружающей природной среды оценивается как незначительное.
РАЗДЕЛ 8. ПРЕДЛОЖЕНИЕ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО МОНИТОРИНГА.
Проведение производственного мониторинга осуществляется согласно ст. 132 «Экологического Кодекса РК».
Мониторинг направлен на организацию наблюдений, сбора данных, проведение анализа с целью принятия своевременных мер по предотвращению, сокращению и ликвидации загрязняющего воздействия на компоненты природы, связанных с проведением разведочного бурения. Мониторинг является составной частью производственного экологического контроля и осуществляется согласно утвержденной Программе.
Основными задачами производственного мониторинга являются:
Организация и ведение наблюдений за состоянием окружающей среды;
Сбор, хранение и обработка исходных данных о состоянии окружающей среды;
Оценка состояния окружающей среды и природопользования;
Сохранение и обеспечение распространения экологической информации.
Мониторинг необходимо проводить по Программе согласованной с государственными контролирующими органами. В настоящей главе приводятся предложения по экологическому мониторингу, которые рекомендуется включить в Программу контроля при проведении работ по строительству скважин.
Программа должна включать указания расположения пунктов отбора проб, их периодичность, состав контролируемых ингредиентов, непрерывный контроль над выбросами загрязняющих веществ в атмосферу, визуальный осмотр оборудования на предмет обнаружения разливов или утечек.
Мониторинг атмосферного воздуха.
Целью мониторинга атмосферного воздуха является получение информации о содержании загрязняющих веществ в атмосфере, в районе прилегающей к объекту территорий и на границе Санитарно-защитной зоны (СЗЗ).
Организация контроля, размещение, количество постов, программа и сроки наблюдений проводятся согласно ГОСТ 17.2.3.01-86 «Охрана природы. Атмосфера. Правила контроля качества воздуха населенных пунктов», ГОСТ 12.1.005-88 и РД 52.04.186-89 «Руководство по контролю загрязнения атмосферы».
Мониторинг качества водных ресурсов.
В настоящее время судить о качественных характеристиках воды можно только путем сопоставления измеренных показателей с нормативными, характеризующими предельно допустимую концентрацию того или иного вещества в водном объекте. Такие количественные оценки степени загрязненности водных ресурсов, оперативный контроль над уровнем загрязнения требуют правильно организованные стационарные сетевые наблюдения.
Основными задачами мониторинга качества (или загрязнения) вод являются наблюдение, оценка их состояния после завершения операций. В рамках проведения мониторинга должны определятся следующие параметры:
Физические и физико-химические;
Металлы;
Неметаллы;
Органические компоненты.
При отборе проб необходимо руководствоваться ГОСТ Р 51592-2000, Вода. Общие требования к отбору проб. Результаты анализов наблюдений должны сопоставляться с данными «фоновых» характеристик качества и количества водных ресурсов.
Мониторинг земель.
Целью программы мониторинга почв должны быть:
Оценка существующих уровней загрязняющих веществ, находящихся в почве, а также колебания их количества во времени и пространстве;
Определить непосредственную или потенциальную доступность почв для биологических систем (нарушенность структуры).
Основным гигиеническим критерием оценки опасности загрязнения почвы химическим веществом является ПДК – предельно допустимая концентрация этого вещества (в мг/кг пахотного слоя абсолютно сухой почвы), установленная в экстремальных почвенно-климатических условиях, которая гарантирует отсутствие отрицательного прямого или опосредованного воздействия на здоровье человека, его потомство и санитарные условия жизни населения.
Основными задачами мониторинга качества (или загрязнения) почв являются в нашем случае выделение загрязнений - нефтепродуктов. Одновременно устанавливаются и оцениваются процессы, приводящие к эрозии, выветриванию и т.д.
Для прогноза и определения динамики распространения загрязнения исследования должны проводиться по 2 направлениям – восток и запад. По каждому из направлений будут заложены пробоотборные точки на расстоянии 100 и 300 метров. Горизонт отбора 0-20 см. Всего отбирается 4 проб. Рекомендуется также отобрать на границе СЗЗ, жилой зоны, а также необходимо иметь сведения о «фоновых» характеристиках качества почв.
При отборе проб необходимо руководствоваться следующими стандартами: ГОСТ 17.4.3.01-83. Общие требования к отбору проб; ГОСТ 17.4.4.02-84. Методы отбора и подготовки проб для химического, бактериологического, гельминтологического анализа; ГОСТ 28168-89. Отбор проб.
Мониторинг в период аварийных ситуаций.
В процессе ликвидации аварии мониторинговые наблюдения должны проводиться с момента начала аварии, и продолжаться до тех пор, пока не будет ликвидирован источник воздействия на окружающую среду, и не будут выполнены все работы по реабилитации природных комплексов. Продолжительность и место проведения мониторинговых исследований будут определяться размерами, характером, обстоятельствами и особенностями аварийной ситуации. Мониторинговые наблюдения во время аварии будут включать в себя наблюдения за состоянием атмосферного воздуха и почвы в зоне ее влияния. Наблюдения за состоянием компонентов окружающей среды должны проводиться не реже 1 раза в сутки. Отбор проб атмосферного воздуха и воды производится по общепринятым методикам. Одновременно проводятся визуальные наблюдения за распространением возможных разливов углеводородов или иных жидкостей обладающих токсичными свойствами.
Детальный план мониторинга будет разработан в составе комплекса мероприятий по ликвидации последствий аварии, в зависимости от ее характера и масштабов после получения результатов обследования и будет согласовываться в оперативном порядке координатором работ по ликвидации аварийной ситуации.
После ликвидации последствий аварий мониторинг состояния окружающей среды проводится для определения уровня воздействия на окружающую среду, а также степени и продолжительности восстановления окружающей среды.
РАЗДЕЛ 9. ПЛАТА ЗА НЕИЗБЕЖНЫЙ УЩЕРБ И ЗАГРЯЗНЕНИЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.
В соответствии с «Экологическим Кодексом РК» вводятся такие экономические методы охраны окружающей среды как плата за пользование природными ресурсами, плата за загрязнение окружающей среды, за выбросы и сбросы загрязняющих веществ, размещения отходов и т.д.
В настоящей главе рассмотрены только те аспекты, которые связаны с неизбежным ущербом природной среде при безаварийной деятельности природопользователя в результате выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и размещения отходов.
9.1. Расчет платы за выбросы вредных веществ в атмосферу
Для возмещения экономического ущерба от выбросов вредных веществ в атмосферу взимается плата за загрязнение окружающей среды. Нормативные платы (ставки) за загрязнение природной среды принимаются согласно существующим положениям.
9.1.1. Расчет платы за выбросы от стационарных источников.
Этот вид платежей можно отнести к регулярным природоохранным платежам, которые устанавливаются на стадии проектирования. Исходя из обзора планируемой деятельности, воздействие на окружающую среду при штатных работах будет включать:
- выбросы загрязняющих веществ в воздушную среду.
Норматив платы (ставка) за загрязнение окружающей среды на 2016 год, утвержденный по Атырауской области на основании решения Атырауского областного маслихата составляет:
- ставки платы за выбросы загрязняющих веществ от стационарных источников.
Таблица 9.1.1

п/п Виды загрязняющих веществ Ставки платы за 1 тонну, (МРП) Ставки платы за 1 килограмм, (МРП)
1 2 3 4
1 Окислы серы 20 2 Окислы азота 20 3 Пыль и зола 10 4 Свинец и его соединения 3986 5 Сероводород 124 6 Фенолы 332 7 Углеводороды 0,32 8 Формальдегид 332 9 Окислы углерода 0,32 10 Метан 0,02 11 Сажа 24 12 Окислы железа 30 13 Аммиак 24 14 Хром шестивалентный 798 15 Окислы меди 598 16 Бенз(а)пирен 996,6
- ставки платы за выбросы загрязняющих веществ от сжигания попутного и (или) природного газа в факелах, осуществляемого в установленном законодательством Республики Казахстан порядке, составляют:
Таблица 9.1.2.
№ п/п Виды загрязняющих веществ Ставки платы за 1 тонну, (МРП)
1 2 3
1 Углеводороды 44,6
2 Окислы углерода 14,6
3 Метан 0,8
4 Диоксид серы 200
5 Диоксид азота 200
6 Сажа 240
7 Сероводород 1240
8 меркаптан 199320
Ставки платы определяются исходя из размера месячного расчетного показателя, установленного на соответствующий финансовый год Законом о Республиканском бюджете. На 2017 год МРП в Республике Казахстан составляет 2269 тенге.
Таблица 9.1.3
Расчет платы за выбросы от стационарных источников загрязнения атмосферы
Код вещества Наименование загрязняющих веществ Ставки платы за 1 тонну, (МРП) Выбросы вредных веществ в т/год МРП,
тенге Плата за 1 скважину, тенге
0337 Углерода оксид 0,32 71.49027 2269 48521,8760544
0410 Метан 0,02 0.020298 2269 0,8610412
0123 Железо 30 0.00535 2269 340,4205000
0328 Углерод 24 5.55894 2269 282972,2817600
2908 Пыль неорганическая 10 0.12909 2269 2737,9989000
0703 Бенз/а/пирен 996600 0.0001444395 2269 305314,5684897
0301 Диоксид азота 20 88.10635 2269 3737471,3670000
0304 Оксид азота 20 14.31716 2269 607333,9272000
1325 Формальдегид 332 1.350805 2269 951199,0584600
0333 Сероводород 124 0.00898709 2269 2363,6406184
0330 Сера диоксид 20 15.83685 2269 671799,1770000
0405 Пентан 0,32 0.00380781 2269 2,5844368
0412 Изобутан 20 0.00549268 2269 232,9994856
0415 Смесь углеводородов С1-С5 0,32 7.7791814 2269 5279,8859998
0416 Смесь углеводородов С6-С10 0,32 2.844 2269 1930,2796800
0602 Бензол 0,32 0.03714 2269 25,2076608
0616 Ксилол 0,32 0.009357 2269 6,3507830
0621 Толуол 0,32 0.023335 2269 15,8379312
2754 Смесь углеводородов С12-С19 0,32 34.638032 2269 23509,5250790
Всего: 6 641 057,8
Выводы. Таким образом, ущерб от стационарных источников загрязнения при ведении буровых работ составляет: 6 641 057,8 тенге от 1 скважины.
Таблица 9.1.4.
Расчет платы за выбросы от сжигания попутного и (или) природного газа в факелах

п/п Наименование загрязняющих веществ Фактический объем выброса ЗВ , т/год Ставки платы за 1 тонну, (МРП) 1
МРП,
тенге Размер платы за выбросы от скв, тенге
1 окислы углерода 0,3703090 14,6 2269 11467,21068
2 диоксид азота 0,0555464 200 2269 23562,78288
3 сажа 0,0370309 240 2269 18850,20934
4 метан 0,0092577 0,8 2269 15,70846536
Всего 53 895,91136
9.2. Расчет платы за размещение отходов.
Предварительный расчет платежей за размещение (хранение) отходов проведен по вышеуказанной методике (Алматы, 1994г.) по формуле:

где:
Пj – плата предприятия за размещение отходов, тенге;
Рi – региональный норматив платы за размещение отходов (тенге/тонн);
Мнij – общий объем размещения отходов (т);
Zg – коэффициент кратности, учитывающий соответствие экологическим требованиям.
Значение Zg = 1 принято в соответствии с приложением 5 «Методики…» (1994г.);
Аi – категория относительной опасности отходов (учтена в значениях региональных нормативов платежей).
Значения Pi принятые Маслихатом Атырауской области на 2016 год (в тенге на т. физ.).

Ставки платы за размещение отходов.
Таблица 9.2.

п/п Виды загрязняющих веществ Фактический объем выброса ЗВ, т/год Ставки платы за 1 тонну, (МРП) 1
МРП,
тенге Размер платы за размещение отходов
1 Коммунальные отходы 22,94 0,38 2269 18489,181
2 «янтарный» список 394,247 8 2269 6689583,1
3 «зеленый» список 27,035 2 2269 114682,47
Всего: 6 822 755
РАЗДЕЛ 10. ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Намечаемая хозяйственная деятельность представляет собой строительство поисковой скважин на м/р Камыскуль Южный.
Процесс проведения работ на участке изучаемой скважины, включает в себя следующие этапы: подготовительные работы; бурение с применением бурового станка в пределах месторождения скважины глубиной около 6500 м; испытание скважин на разных режимах для получения их нефтегазоносных характеристик.
Ресурсы, используемые при производстве работ:
Вода питьевого качества, потребность – 2703,4 м3 от одной скважины; вода отвечает требованиям ГОСТ 2874 «Вода питьевая»;
Вода техническая, потребность – 2340,8 м3 от одной скважины.
Используемые для размещения объекта земли – 3,5 га для скважины;
Людские ресурсы – 90 человек.
Отработанные производственные стоки от использованного бурового раствора отводятся в специальные емкости для отстоя и обработки. Очищенные и обработанные будут повторно использоваться для нужд бурения и крепления скважин. После завершения бурения всех скважин отработанный буровой раствор и буровые сточные воды будут сданы специализированным предприятиям по договорам. Сброс сточных вод в природные водоемы отсутствует.
Отходы производства временно складируются и далее сдаются специализированным компаниям, а часть перерабатывается. Отходы потребление складируются в контейнерах и далее сдаются соответствующим компаниям.
В процессе строительства одной скважины образуются следующие отходы производства и потребления:
буровой шлам – 108,44 тонн;
буровой раствор – 285,3 тонн;
отработанные масла (жидкие отходы) – 0,507 тонн;
использованная тара – 1,5 тонн;
пустая бочкотара – 0,5 тонн;
огарки электродов сварки – 0,075 тонн;
металлолом – 2,02 тонн;
твёрдые бытовые отходы (ТБО) – 22,94 тонн;
Результаты воздействия предполагаемой деятельности на окружающую среду.
Воздействие на водные ресурсы. Прямого воздействия бурения скважины на поверхностные воды не окажет. Площадь влияния производства ограничена площадью распространения летучих компонентов в атмосферном воздухе, образующихся в результате утечки газа, испарения из резервуаров и т.д. Попадание загрязняющих веществ в водные ресурсы ливневыми водами исключается рядом технических решений, принятых в проекте.
Загрязнение воздушного бассейна будет осуществляться преимущественно диоксидом азота и окислом углерода, углеводородами.
В период проведения строительно-монтажных, подготовительных, буровых работ и испытания скважины всего в атмосферу будет выделяться - 323,47727 тонн загрязняющих веществ.
Загрязнения воздушного бассейна будет осуществляться преимущественно в результате испытания скважины, значения которых оценивается как значительное, но не продолжительные. Анализ расчета рассеивания загрязняющих веществ позволяет сделать вывод, что по всем веществам и группам суммации максимальные приземные концентрации меньше ПДК. Качество атмосферного воздуха согласно проведенным расчетам будет соответствовать санитарно- гигиеническим нормативам.
Почвенный покров и растительность. Бурение скважины и связанные с ними работы будет, сопровождается не значительным нарушением земной поверхности. На этапе строительства будет происходить механическое воздействие на почвенно-растительный покров. Виды изменения характера земной поверхности, на данной стадий реализации проекта проявляются при следующих условиях: удалении верхнего слоя почвы, планировке земель, отсыпке грунта и т.д. При удалении и размещении промышленных отходов и выбросов загрязняющих веществ возможно химическое загрязнение почв.
В результате действия этих процессов почвенно-растительный покров подвергается полному уничтожению в зоне активного действия – под строительство скважины и частичному уничтожению или повреждению в зоне временного отвода земель, используемых под размещение лагеря, материалов, техники и т.д. В этих участках уже со следующего вегетативного сезона будет, происходит постепенное восстановление растительного покрова.
Возможное воздействие оценивается по категории – непосредственное, по масштабу – локальное и линейно-локальное.
Животный мир. Антропогенное воздействие на животный мир, в основном, будет иметь шумовое воздействие и фактор беспокойства. При этом, не будет оказано влияние на привычные места обитания (скопления) животных, так как интенсивной миграции животных последние годы не наблюдалось и дополнительного отвода земли не будет.
Социальная инфраструктура. Наиболее опасные загрязнения природной среды могут произойти в случае аварии на объекте и пожаре, во избежание которых в ОВОС предусмотрен комплекс мероприятий.
Влияние оцениваемого проекта на данном этапе на социально-экономическое состояние положительное, в плане обеспечения рабочими местами. В перспективе, с увеличение объема работ и разработкой месторождения, будет дальнейшее развитие коммуникационной инфраструктуры района. Инвестиции в модификации объекта и увеличение грузооборота будут способствовать увеличению поступлений денежных средств в местный бюджет, развитию системы пенсионного обеспечения, образования и здравоохранения.
Выводы:
Учитывая результаты оценки воздействия на окружающую среду, анализируя масштабы загрязнения (объем выбросов, сбросов, размещения отходов) и предусмотренные природоохранные мероприятия, заложенные в проекте, сделаны следующие выводы:
По результатам оценки воздействия на окружающую среду при бурении и связанные с ним производство работ установлено, что под влиянием намечаемой деятельности состояние компонентов окружающей среды не претерпит необратимых изменений. В результате воздействия антропогенного фактора ландшафт местности не изменится, незначительно нарушится структура почвенного покрова и растительность. С точки зрения химического загрязнения, влияние объекта незначительно.
Таким образом, проведенная оценка воздействия планируемых работ по разведочному бурению скважин на окружающую среду, позволяет сделать вывод, о том, что при правильном ведений работ и при условии выполнения всего комплекса природоохранных мероприятий, заложенных в ОВОС, и проекте его воздействие будет минимальным и не распространиться за пределы санитарно-защитной зоны скважины. Безопасность проектируемого объекта обеспечивается техническими решениями и природоохранными мероприятиями.
РАЗДЕЛ 11. ЗАЯВЛЕНИЕ ОБ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ПОСЛЕДСТВИЯХПри строительстве эксплуатационных и оценочных скважин
На м/р Камыскуль Южный
ИНВЕСТОР (ЗАКАЗЧИК) ТОО «Эмбаведьойл»
ИСТОЧНИК ФИНАНСИРОВАНИЯ Собственные средства
МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ ОБЪЕКТА
Адайский блок, Атырауская область, РК
ПОЛНОЕ НАИМЕНОВАНИЕ ОБЪЕКТА
Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) к «Групповому техническому проекту на строительство эксплуатационных и оценочных скважин на месторождении Камыскуль Южный глубиной 300м»
ПРЕДСТАВЛЕННЫЕ ПРОЕКТНЫЕ МАТЕРИАЛЫ Групповой технический проект на строительство эксплуатационных и оценочных скважин на месторождении Камыскуль Южный глубиной 300м
ГЕНЕРАЛЬНАЯ ПРОЕКТНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ ТОО «Каспиан Энерджи Ресерч»
ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА
РАСЧЕТНАЯ ПЛОЩАДЬ ЗЕМЕЛЬНОГО ОТВОДА 3,5 га на 1 скважину
РАДИУС И ПЛОЩАДЬ САНИТАРНО-ЗАЩИТНОЙ ЗОНЫ (СЗЗ) Санитарно-защитная зона месторождения шириной 500 метров.
КОЛИЧЕСТВО И ЭТАЖНОСТЬ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ КОРПУСОВ одноэтажные
НАМЕЧАЮЩИЕЕСЯ СТРОИТЕЛЬСТВО СОПУТСТВУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ СОЦИА-ЛЬНО-КУЛЬТУРНОГО НАЗНАЧЕНИЯ НЕТ
НОМЕНКЛАТУРА ОСНОВНОЙ ВЫПУСКАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ И ОБЪЕМ ПРОИЗВОДСТВА В НАТУРАЛЬНОМ ВЫРАЖЕНИИ (ПРОЕКТНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ НА ПОЛНУЮ МОЩНОСТЬ) НЕТ
ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ Строительство разведочных скважин
ОБОСНОВАНИЕ СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ НЕОБХОДИМОСТИ НАМЕЧАЕМОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ Увеличение добычи нефти
СРОКИ НАМЕЧАЕМОГО СТРОИТЕЛЬСТВА 2017 год
МАТЕРИАЛОЕМКОСТЬ
1. ВИДЫ И ОБЪЕМЫ СЫРЬЯ: А/ МЕСТНОЕ 2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ И ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ТОПЛИВО
Дизельное топливо
3.ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ Дизель-генераторы
4. ТЕПЛО Электрообогреватели
УСЛОВИЯ ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ И ВОЗМОЖНОЕ ВЛИЯНИЕ НАМЕЧАЕМОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ
АТМОСФЕРА
ПЕРЕЧЕНЬ И КОЛИЧЕСТВО ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ, ПРЕДПОЛАГАЮЩИХСЯ
К ВЫБРОСУ В АТМОСФЕРУ:
СУММАРНЫЙ ВЫБРОС 44,477939 г/сек – 323,47727 т/период
ПЕРЕЧЕНЬ ОСНОВНЫХ ИНГРЕДИЕНТОВ В СОСТАВЕ ВЫБРОСОВ
Диоксид азота;
Углеводороды С12-С19
ИСТОЧНИКИ ФИЗИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ, ИХ ИНТЕНСИВНОСТЬ И ЗОНЫ
возможного влияния:
ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЕ ИЗЛУЧЕНИЯ Электрооборудование.
АКУСТИЧЕСКОЕ Автотранспорт. Буровые установки. Насосы.
ВИБРАЦИОННЫЕ Дизеля. Насосы. Механизмы.
ВОДНАЯ СРЕДА:
ЗАБОР СВЕЖЕЙ ВОДЫ: Питьевая вода - бутилированная
РАЗОВЫЙ, ДЛЯ ЗАПОЛНЕНИЯ ВОДО-ОБОРОТНЫХ СИСТЕМ (М3/ГОД) НЕТ
ИСТОЧНИКИ ВОДОСНАБЖЕНИЯ:
> ПОВЕРХНОСТНЫЕ НЕТ
> ПОДЗЕМНЫЕ НЕТ
КОЛИЧЕСТВО СБРАСЫВАЕМЫХ СТОЧНЫХ ВОД:
В ПРИРОДНЫЕ ВОДОЕМЫ И ВОДОТОКИ НЕТ
В ПРУДЫ-НАКОПИТЕЛИ НЕТ
В ПОСТОРОННИЕ КАНАЛИЗАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ Вывоз хозяйственно-бытовых сточных вод согласно договору с подрядной организацией
КОНЦЕНТРАЦИИ И ОБЪЕМ ОСНОВНЫХ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ, СОДЕРЖАЩИХСЯ В СТОЧНЫХ ВОДАХ (ПО ИНГРЕДИЕНТАМ) Контроль на этапе проектируемых работ не предусмотрен.
КОНЦЕНТРАЦИЯ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ ПО ИНГРЕДИЕНТАМ В БЛИЖАЙШЕМ МЕСТЕ ВОДОПОЛЬЗОВАНИЯ (ПРИ НАЛИЧИИ СБРОСА СТОЧНЫХ ВОД В ВОДОЕМЫ ИЛИ ВОДОТОКИ) НЕТ
ЗЕМЛИ
ХАРАКТЕРИСТИКА ОТЧУЖДАЕМЫХ ЗЕМЕЛЬ:
ПЛОЩАДЬ: 3.5 га на одну скважины
> В ПОСТОЯННОЕ ПОЛЬЗОВАНИЕ НЕТ
> ВО ВРЕМЕННОЕ ПОЛЬЗОВАНИЕ 3.5 га на одгу скважину
В Т.Ч. ПАШНЯ НЕТ
ЛЕСНЫЕ НАСАЖДЕНИЯ НЕТ
НАРУШЕННЫЕ ЗЕМЛИ, ТРЕБУЮЩИЕ РЕКУЛЬТИВАЦИИ, В ТОМ ЧИСЛЕ:
> КАРЬЕРЫ НЕТ
> ОТВАЛЫ НЕТ
> НАКОПИТЕЛИ НЕТ
> ПРОЧИЕ
На нарушенных землях должна быть проведена техническая рекультивация.
РАСТИТЕЛЬНОСТЬ
ТИПЫ РАСТИТЕЛЬНОСТИ, ПОДВЕРГАЮЩИЕСЯ ЧАСТИЧНОМУ ИЛИ ПОЛНОМУ УНИЧТОЖЕНИЮ Солянко-злаковые полукустарничковые сообщества будут полностью уничтожены в процессе строительства площадок скважин.
ЗАГРЯЗНЕНИЕ РАСТИТЕЛЬНОСТИ, В ТОМ ЧИСЛЕ С/Х КУЛЬТУР ТОКСИЧНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ Загрязнение растительности ввиду кратковременного процесса строительства скважины не предполагается.
ФАУНА
ИСТОЧНИКИ ПРЯМОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЖИВОТНЫЙ МИР, В ТОМ ЧИСЛЕ НА ГИДРОФАУНУ Шум, свет - создание фактора беспокойства в результате проведения работ.
ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ОХРАНЯЕМЫЕ ПРИРОДНЫЕ ТЕРРИТОРИИ (ЗАПОВЕДНИКИ, НАЦИОНАЛЬНЫЕ ПАРКИ, ЗАКАЗНИКИ) ОТСУТСТВУЕТ
0ТХОДЫ ПРОИЗВОДСТВА
ОБЪЕМ НЕУТИЛИЗИРУЕМЫХ ОТХОДОВ, В ТОМ ЧИСЛЕ ТОКСИЧНЫХ
отходы бурения – 393,74 т,
отработанные масла – 0,507 т,
использованная тара – 1,5 т,
пустая бочкотара – 0,5 т,
металлолом –2,02 т,
огарки электродов – 0,075 т,
коммунальные отходы – 22,94 т.
ПРЕДПОЛАГАЕМЫЕ СПОСОБЫ НЕЙТРАЛИЗАЦИИ И ЗАХОРОНЕНИЯ ОТХОДОВ
Передача специализированному предприятию.
НАЛИЧИЕ РАДИОАКТИВНЫХ ИСТОЧНИКОВ, ОЦЕНКА ИХ ВОЗМОЖНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НЕТ
ВОЗМОЖНОСТЬ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ
ПОТЕЦИАЛЬНО ОПАСНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЛИНИИ И ОБЪЕКТЫ: Открытое фонтанирование скважины. Разлив нефтепродуктов - нарушение герметизации оборудования.
ВЕРОЯТНОСТЬ ВОЗНИКНОВЕНИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ Низкая, ввиду соблюдения программы работ, техники безопасности и регламента работ.
РАДИУС ВОЗМОЖНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ Территория скважины
КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА ИЗМЕНЕНИЙ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ, ВЫЗВАННЫХ ВОЗДЕЙСТВИЕМ ОБЪЕКТА, А ТАКЖЕ ЕГО ВЛИЯНИЕ НА УСЛОВИЯ ЖИЗНИ И ЗДОРОВЬЕ НАСЕЛЕНИЯ Общий уровень ожидаемого экологического воздействия при строительстве поисковой скважин на м/р Камыскуль Южный допустимо принять как средняя, при которой изменения в среде превышает цепь естественных изменений. Среда восстанавливается без посторонней помощи частично или в течение нескольких лет
ПРОГНОЗ СОСТОЯНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ВОЗМОЖНЫХ ПОСЛЕДСТВИЙ В СОЦИАЛЬНО-ОБЩЕСТВЕННОЙ СФЕРЕ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ОБЪЕКТА Реализация проекта почти не окажет отрицательного воздействия на окружающую среду.
ОБЯЗАТЕЛЬСТВА ЗАКАЗЧИКА (ИНИЦИАТОРА ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ) ПО СОЗДАНИЮ БЛАГОПРИЯТНЫХ УСЛОВИЙ ЖИЗНИ НАСЕЛЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ СТРОИТЕЛСТВА, ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТА И ЕГО ЛИКВИДАЦИИ В процессе проектируемых работ предприятие обязуется:
создать благоприятные условия для проживания персонала;
строго соблюдать технику безопасности;
осуществлять контроль состояния окружающей среды.
Литература.
Экология в вопросах и ответах. В.И. Коробкин., Л.В.Передельский. г.Ростов-на-Дону 2005г.
Промышленная экология. Т.А. Хван. г.Ростов-на- Дону 2003г.
Операции с нефтепродуктами. В.А.Бондарь., Зоря Е.И., Цагарели Д.В. г.Москва 1999г.
Экологическая экспертиза. В.М.Питулько. г.Москва 2004г.
Прогноз и контроль геодинамической и экологической обстановок в регионе Каспийского моря в связи с развитием нефтегазового комплекса. г.Москва 2000г.
Экология и нефтегазовый комплекс. Диаров М.Д. г.Алматы 2003г.
Нефть и газ. Н.К.Надиров г.Алматы 2004-2005гг.
Экология Казахстана. М.С.Панин. г.Семипалатинск 2005г.
Научно-техническое развитие нефтегазового комплекса. Доклады. г. Алматы-Кызылорда 2004г.
Временный регламент по охране окружающей среды при строительстве скважин. г.Пермь, 1992г.
Методические указания, законы и нормативно-правовая база:
Экологический кодекс Республики Казахстан, от 09.01.2007г.;
Закон о недрах и недропользовании, от 24.06.2010г;
Закон о чрезвычайных ситуациях, от 05.07.1996г.;
Закон Республики Казахстан «Об охране, воспроизводстве и использовании животного мира», от 21.10.1993г.;
Водный кодекс Республики Казахстан, от 09.07.2003г.,
Земельный кодекс, от 20.06.2003г.;
Совместный приказ Министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан от 17 ноября 2015 года № 1072 и Министра энергетики Республики Казахстан от 30 ноября 2015 года № 675 «Об утверждении Единых правил по рациональному и комплексному использованию недр при разведке и добыче полезных ископаемых»;
Санитарные правила «Санитарно-эпидемиологические требования к зданиям и сооружениям производственного назначения». Приказ Министра национальной экономики РК №174 от 28 февраля 2015 года.
Приказ Министра ООС РК от 28.06.2007 года №204-п. «Инструкции по проведению оценки воздействия намечаемой хозяйственной и иной деятельности на окружающую природную среду при разработке предплановой, предпроектной и проектной документации»;
СНиП V-2-82. «Правила разработки и применения элементных сметных норм на строительные конструкции и работы»;
РНД 03.1.03.01-96. Порядок нормирования объемов образования и размещения отходов производства;
РНД 211.2.02.09-2004 «Методические указания по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров», Астана, 2004;
РНД 211.2.02.04-2004 «Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от стационарных дизельных установок», Астана, 2004.;
РД 39-133-94. «Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше»;
ОНД-86. Методика расчета концентрации в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. Л. Гидрометеоиздат, 1987 год;
«Методика расчета параметров выбросов и валовых выбросов вредных веществ от факельных установок сжигания углеводородных смесей», Астана, 2007г.;
«Рекомендации по делению предприятий на категории опасности в зависимости от массы и видового состава выбрасываемых в атмосферу загрязняющих веществ»;
«Методика определения платежей за загрязнение окружающей природной среды» Астана-2004.
«Сборник методик...» Алматы 96г;
РНД 211.2.02.03-2004 «Методика расчета выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сварочных работах (по величинам удельных выбросов)»;
РД 52.04.52-95 Мероприятия в период НМУ.
ПРИЛОЖЕНИЯ
ЭРА v2.0 ТОО "Каспиан Энерджи Ресерч" Параметры выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для расчета ПДВ
Атырау, ОВОСКамыскуль Южный
Источники выделения Число Hаименование Hомер Высо Диа- Параметры газовозд.смеси Координаты источника Hаименование Вещества Коэфф Средняя Код Выбросы загрязняющих веществ Про загрязняющих веществ часов источника выброса источ та метр на выходе из ист.выброса на карте-схеме, м газоочистных по кото- обесп эксплуат ве- Hаименование изв Цех рабо- вредных веществ ника источ устья установок рым газо- степень ще- вещества одс Hаименование Коли ты выбро ника трубы ско- объем на 1 тем- точечного источ. 2-го конца лин. и мероприятий произво- очист очистки/ ства г/с мг/нм3 т/год Год
тво чест в са выбро рость трубу, м3/с пер. /1-го конца лин. /длина, ширина по сокращению дится кой, max.степ дос-
во год са,м м м/с оС /центра площад- площадного выбросов газо- % очистки% тиже
ист. ного источника источника очистка ния
ПДВ
X1 Y1 X2 Y2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26
002 Дизельный 1 1440 Выхлопная труба 0001 1 0.08 89 0.4473628 127 1700 1300 0301 Азота (IV) диоксид ( 2.750022222 9006.866 9.01328 2017
генератор (810 4) кВт) 0304 Азот (II) оксид (6) 0.446878611 1463.616 1.464658 2017
Дизельный 1 969.6 0328 Углерод (593) 0.143305556 469.354 0.63282 2017
двигатель (810 0330 Сера диоксид (526) 0.57275 1875.869 1.55928 2017
кВт) 0337 Углерод оксид (594) 2.169111111 7104.267 7.46696 2017
Дизельный 1 837.6 0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000004501 0.015 0.0000144486 2017
двигатель (810 1325 Формальдегид (619) 0.040930556 134.056 0.142832 2017
кВт) 2754 Углеводороды 0.982333333 3217.336 3.5708 2017
предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 002 Дизельный 1 1440 Выхлопная труба 0002 1 0.08 89 0.4473628 127 1710 1320 0301 Азота (IV) диоксид ( 2.750022222 9006.866 9.01328 2017
генератор (810 4) кВт) 0304 Азот (II) оксид (6) 0.446878611 1463.616 1.464658 2017
Дизельный 1 969.6 0328 Углерод (593) 0.143305556 469.354 0.63282 2017
двигатель (810 0330 Сера диоксид (526) 0.57275 1875.869 1.55928 2017
кВт) 0337 Углерод оксид (594) 2.169111111 7104.267 7.46696 2017
Дизельный 1 837.6 0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000004501 0.015 0.0000144486 2017
двигатель (810 1325 Формальдегид (619) 0.040930556 134.056 0.142832 2017
кВт) 2754 Углеводороды 0.982333333 3217.336 3.5708 2017
предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 002 Дизельный 1 1440 Выхлопная труба 0003 1 0.08 89 0.4473628 127 1725 1345 0301 Азота (IV) диоксид ( 2.750022222 9006.866 9.01328 2017
генератор (810 4) кВт) 0304 Азот (II) оксид (6) 0.446878611 1463.616 1.464658 2017
Дизельный 1 969.6 0328 Углерод (593) 0.143305556 469.354 0.63282 2017
двигатель (810 0330 Сера диоксид (526) 0.57275 1875.869 1.55928 2017
кВт) 0337 Углерод оксид (594) 2.169111111 7104.267 7.46696 2017
Дизельный 1 837.6 0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000004501 0.015 0.0000144486 2017
двигатель (810 1325 Формальдегид (619) 0.040930556 134.056 0.142832 2017
кВт) 2754 Углеводороды 0.982333333 3217.336 3.5708 2017
предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 002 Дизельный 1 1440 Выхлопная труба 0004 1 0.08 89 0.4473628 127 1790 1410 0301 Азота (IV) диоксид ( 2.750022222 9006.866 9.01328 2017
генератор (810 4) кВт) 0304 Азот (II) оксид (6) 0.446878611 1463.616 1.464658 2017
Дизельный 1 969.6 0328 Углерод (593) 0.143305556 469.354 0.63282 2017
двигатель (810 0330 Сера диоксид (526) 0.57275 1875.869 1.55928 2017
кВт) 0337 Углерод оксид (594) 2.169111111 7104.267 7.46696 2017
Дизельный 1 837.6 0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000004501 0.015 0.0000144486 2017
двигатель (810 1325 Формальдегид (619) 0.040930556 134.056 0.142832 2017
кВт) 2754 Углеводороды 0.982333333 3217.336 3.5708 2017
предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 002 Дизельный 1 100 Выхлопная труба 0005 1 0.08 50 0.2513274 127 1795 1415 0301 Азота (IV) диоксид ( 0.47104 2746.093 0.384 2017
генератор 4) резервный (160 0304 Азот (II) оксид (6) 0.076544 446.240 0.0624 2017
кВт) 0328 Углерод (593) 0.030666667 178.782 0.024 2017
Дизельгенератор 1 100 0330 Сера диоксид (526) 0.0736 429.077 0.06 2017
резервный (160 0337 Углерод оксид (594) 0.380266667 2216.898 0.312 2017
кВТ) 0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000000736 0.004 0.00000066 2017
Дизельгенератор 1 100 1325 Формальдегид (619) 0.00736 42.908 0.006 2017
резервный (160 2754 Углеводороды 0.177866667 1036.936 0.144 2017
кВт) предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 002 Дизельный 1 1440 Выхлопная труба 0006 1 0.08 89 0.4473628 127 1800 1412 0301 Азота (IV) диоксид ( 0.47104 1542.749 7.2736 2017
генератор (372 4) кВт) 0304 Азот (II) оксид (6) 0.076544 250.697 1.18196 2017
Дизельный 1 969.6 0328 Углерод (593) 0.030666667 100.439 0.4546 2017
генератор (372 0330 Сера диоксид (526) 0.0736 241.055 1.1365 2017
кВт) 0337 Углерод оксид (594) 0.380266667 1245.448 5.9098 2017
Дизельный 1 837.6 0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000000736 0.002 0.0000125016 2017
генератор (372 1325 Формальдегид (619) 0.00736 24.105 0.11365 2017
кВТ) 2754 Углеводороды 0.177866667 582.548 2.7276 2017
предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 002 Дизельный 1 1440 Выхлопная труба 0007 1 0.08 89 0.4473628 127 1805 1417 0301 Азота (IV) диоксид ( 0.47104 1542.749 7.2736 2017
генератор (372 4) кВт) 0304 Азот (II) оксид (6) 0.076544 250.697 1.18196 2017
Дизельный 1 969.6 0328 Углерод (593) 0.030666667 100.439 0.4546 2017
генератор (372 0330 Сера диоксид (526) 0.0736 241.055 1.1365 2017
кВт) 0337 Углерод оксид (594) 0.380266667 1245.448 5.9098 2017
Дизельный 1 837.6 0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000000736 0.002 0.0000125016 2017
генератор (372 1325 Формальдегид (619) 0.00736 24.105 0.11365 2017
кВТ) 2754 Углеводороды 0.177866667 582.548 2.7276 2017
предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 002 Цементировочный 1 100 Выхлопная труба 0008 1 0.1 10 0.0785398 127 1810 1421 0301 Азота (IV) диоксид ( 0.157013333 2929.167 0.1216 2017
агрегат ЦА-320М 4) 0304 Азот (II) оксид (6) 0.025514667 475.990 0.01976 2017
0328 Углерод (593) 0.010222222 190.701 0.0076 2017
0330 Сера диоксид (526) 0.024533333 457.682 0.019 2017
0337 Углерод оксид (594) 0.126755556 2364.692 0.0988 2017
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000000245 0.005 0.000000209 2017
1325 Формальдегид (619) 0.002453333 45.768 0.0019 2017
2754 Углеводороды 0.059288889 1106.066 0.0456 2017
предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 002 Цементировочный 1 100 Выхлопная труба 0009 1 0.1 10 0.0785398 127 1815 1422 0301 Азота (IV) диоксид ( 0.157013333 2929.167 0.1216 2017
агрегат ЦА-320М 4) 0304 Азот (II) оксид (6) 0.025514667 475.990 0.01976 2017
0328 Углерод (593) 0.010222222 190.701 0.0076 2017
0330 Сера диоксид (526) 0.024533333 457.682 0.019 2017
0337 Углерод оксид (594) 0.126755556 2364.692 0.0988 2017
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000000245 0.005 0.000000209 2017
1325 Формальдегид (619) 0.002453333 45.768 0.0019 2017
2754 Углеводороды 0.059288889 1106.066 0.0456 2017
предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 002 Передвижная 1 1440 Выхлопная труба 0010 1 0.08 29 0.1457699 127 0 0 0301 Азота (IV) диоксид ( 0.157013333 1578.214 1.6128 2017
паровая 4) установка (ППУ) 0304 Азот (II) оксид (6) 0.025514667 256.460 0.26208 2017
0328 Углерод (593) 0.010222222 102.748 0.1008 2017
0330 Сера диоксид (526) 0.024533333 246.596 0.252 2017
0337 Углерод оксид (594) 0.126755556 1274.079 1.3104 2017
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000000245 0.002 0.000002772 2017
1325 Формальдегид (619) 0.002453333 24.660 0.0252 2017
2754 Углеводороды 0.059288889 595.940 0.6048 2017
предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 003 Цементировочный 1 100 Выхлопная труба 0011 6 0.1 46 0.3612832 127 1818 1425 0301 Азота (IV) диоксид ( 0.314026667 1273.550 0.32 2017
агрегат "ЦА-400 4) А" 0304 Азот (II) оксид (6) 0.051029333 206.952 0.052 2017
Цементировочный 1 100 0328 Углерод (593) 0.020444444 82.913 0.02 2017
агрегат "ЦА-400 0330 Сера диоксид (526) 0.049066667 198.992 0.05 2017
А" 0337 Углерод оксид (594) 0.253511111 1028.127 0.26 2017
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000000491 0.002 0.00000055 2017
1325 Формальдегид (619) 0.004906667 19.899 0.005 2017
2754 Углеводороды 0.118577778 480.898 0.12 2017
предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 003 Цементировочный 1 100 Выхлопная труба 0012 6 0.1 46 0.3612832 127 1820 1427 0301 Азота (IV) диоксид ( 0.314026667 1273.550 0.32 2017
агрегат "ЦА-400 4) А" 0304 Азот (II) оксид (6) 0.051029333 206.952 0.052 2017
Цементировочный 1 100 0328 Углерод (593) 0.020444444 82.913 0.02 2017
агрегат "ЦА-400 0330 Сера диоксид (526) 0.049066667 198.992 0.05 2017
А" 0337 Углерод оксид (594) 0.253511111 1028.127 0.26 2017
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000000491 0.002 0.00000055 2017
1325 Формальдегид (619) 0.004906667 19.899 0.005 2017
2754 Углеводороды 0.118577778 480.898 0.12 2017
предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 003 Цементировочный 1 100 Выхлопная труба 0013 6 0.1 46 0.3612832 127 1822 1429 0301 Азота (IV) диоксид ( 0.314026667 1273.550 0.32 2017
агрегат "ЦА-400 4) А" 0304 Азот (II) оксид (6) 0.051029333 206.952 0.052 2017
Цементировочный 1 100 0328 Углерод (593) 0.020444444 82.913 0.02 2017
агрегат "ЦА-400 0330 Сера диоксид (526) 0.049066667 198.992 0.05 2017
А" 0337 Углерод оксид (594) 0.253511111 1028.127 0.26 2017
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000000491 0.002 0.00000055 2017
1325 Формальдегид (619) 0.004906667 19.899 0.005 2017
2754 Углеводороды 0.118577778 480.898 0.12 2017
предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 003 Цементировочный 1 100 Выхлопная труба 0014 6 0.1 46 0.3612832 127 1824 1430 0301 Азота (IV) диоксид ( 0.314026667 1273.550 0.32 2017
агрегат "ЦА-400 4) А" 0304 Азот (II) оксид (6) 0.051029333 206.952 0.052 2017
Цементировочный 1 100 0328 Углерод (593) 0.020444444 82.913 0.02 2017
агрегат "ЦА-400 0330 Сера диоксид (526) 0.049066667 198.992 0.05 2017
А" 0337 Углерод оксид (594) 0.253511111 1028.127 0.26 2017
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000000491 0.002 0.00000055 2017
1325 Формальдегид (619) 0.004906667 19.899 0.005 2017
2754 Углеводороды 0.118577778 480.898 0.12 2017
предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 003 Цементировочный 1 100 Выхлопная труба 0015 6 0.1 46 0.3612832 127 1826 1432 0301 Азота (IV) диоксид ( 0.314026667 1273.550 0.32 2017
агрегат "ЦА-400 4) А" 0304 Азот (II) оксид (6) 0.051029333 206.952 0.052 2017
Цементировочный 1 100 0328 Углерод (593) 0.020444444 82.913 0.02 2017
агрегат "ЦА-400 0330 Сера диоксид (526) 0.049066667 198.992 0.05 2017
А" 0337 Углерод оксид (594) 0.253511111 1028.127 0.26 2017
0703 Бенз/а/пирен (54) 0.000000491 0.002 0.00000055 2017
1325 Формальдегид (619) 0.004906667 19.899 0.005 2017
2754 Углеводороды 0.118577778 480.898 0.12 2017
предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 003 Факельная 1 970 Выхлопная труба 0016 5 1.295 432 569.0011773 800 1828 1435 0301 Азота (IV) диоксид ( 0.00714 0.049 0.02323642 2017
установка 4) Факельная 1 838 0328 Углерод (593) 0.00476 0.033 0.01549094 2017
установка 0330 Сера диоксид (526) 0.119125344 0.823 0.3876815208 2017
0333 Сероводород ( 0.000048601 0.0003 0.0001581664 2017
Дигидросульфид) (528) 0337 Углерод оксид (594) 0.0476 0.329 0.15490944 2017
0380 Углерод диоксид 6.293411791 43.472 20.481279333 0410 Метан (734*) 0.00119 0.008 0.00387274 1715 Метантиол (1715) 0.000074437 0.0005 0.0002422478 2017
001 Участок сварки 1 960 Неорганизованный 6001 2 32 1835 1440 3 2 0123 Железо (II, III) 0.001752 0.00535 2016
выброс оксиды /в пересчете на железо/ (277) 0143 Марганец и его 0.0001508 0.00046 соединения /в пересчете на марганца (IV) оксид/ (332) 0301 Азота (IV) диоксид ( 0.000246 0.00075 2016
4) 0337 Углерод оксид (594) 0.00218 0.00665 2016
0342 Фтористые 0.000123 0.000375 2016
газообразные соединения /в пересчете на фтор/ ( 627) 0344 Фториды 0.000541 0.00165 2016
неорганические плохо растворимые - ( алюминия фторид, кальция фторид, натрия гексафторалюминат) ( 625) 2908 Пыль неорганическая: 0.0002294 0.0007 2016
70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503) 001 Погрузочно- 1 960 Неорганизованный 6002 2 32 1850 1444 2 3 2908 Пыль неорганическая: 0.00756 0.0227 2016
разгрузочные выброс 70-20% двуокиси работы кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503) 001 Разработка 1 960 Неорганизованный 6003 2 32 1820 1400 2 3 2908 Пыль неорганическая: 0.362 0.0656 2016
грунта выброс 70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503) 002 Емкость для 1 1440 Неорганизованный 6004 2 32 1888 1433 3 2 0333 Сероводород ( 0.000001371 0.00002564 2017
хранения выброс Дигидросульфид) (528) дизтоплива 2754 Углеводороды 0.000489 0.009131 2017
Емкость для 1 969.6 предельные С12-19 /в дизтоплива пересчете на С/ (592) Емкость для 1 837.6 хранения дизельного топлива 002 Емкость для 1 1440 Неорганизованный 6005 2 32 1887 1413 2 3 2735 Масло минеральное 0.00001625 0.000073 хранения масла выброс нефтяное (веретенное, машинное, цилиндровое и др.) (723*) 002 Емкость для 1 1440 Неорганизованный 6006 2 32 1885 1400 2 2 2754 Углеводороды 0.0278 0.756 2017
хранения выброс предельные С12-19 /в бурового пересчете на С/ (592) раствора 002 Склад цемента 1 1440 Неорганизованный 6007 2 32 1900 1415 2 2 2908 Пыль неорганическая: 0.000913 0.03586 2017
выброс 70-20% двуокиси кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503) 002 Насос для 1 1440 Неорганизованный 6008 2 32 1910 1416 3 3 2754 Углеводороды 0.01668 0.06495 2017
перекачки нефти выброс предельные С12-19 /в Насос для 1 969.6 пересчете на С/ (592) перекачки нефти Насос для 1 837.6 перекачки нефти 002 Насос для 1 1440 Неорганизованный 6009 2 32 1915 1444 3 3 2754 Углеводороды 0.0333 0.1299 2017
перекачки выброс предельные С12-19 /в дизельного пересчете на С/ (592) топлива Насос для 1 969.2 перекачки дизельного топлива Насос для 1 837.6 перекачки дизтоплива 002 Цементно- 1 1440 Неорганизованный 6010 2 32 1913 1416 3 2 2908 Пыль неорганическая: 0.000487 0.00423 2017
смесительная выброс 70-20% двуокиси машина СМН-20 кремния (шамот, цемент, пыль цементного производства - глина, глинистый сланец, доменный шлак, песок, клинкер, зола, кремнезем, зола углей казахстанских месторождений) (503) 002 Емкость для 1 1440 Неорганизованный 6011 2 32 1920 1425 3 2 2754 Углеводороды 0.0179 0.1915 2017
бурового шлама выброс предельные С12-19 /в пересчете на С/ (592) 002 Блок 1 1440 Неорганизованный 6012 2 32 1922 1430 2 3 0333 Сероводород ( 0.00000343 0.00003556 2017
приготовления выброс Дигидросульфид) (528) буровых 0405 Пентан (458) 0.00000339 0.00003514 растворов 0410 Метан (734*) 0.00001807 0.0001874 0412 Изобутан (282) 0.00000489 0.0000507 0415 Смесь углеводородов 0.0000811 0.0008408 предельных С1-С5 ( 1531*, 1539*) 003 Площадка налива 1 969.6 Неорганизованный 6013 2 32 1930 1425 2 3 0333 Сероводород ( 0.0000466 0.00424 2017
нефти выброс Дигидросульфид) (528) Площадка налива 1 837.6 0415 Смесь углеводородов 0.0562 5.12 нефти предельных С1-С5 ( 1531*, 1539*) 0416 Смесь углеводородов 0.0208 1.894 предельных С6-С10 ( 1532*, 1540*) 0602 Бензол (64) 0.0002716 0.02474 0616 Диметилбензол (смесь 0.0000854 0.00777 о-, м-, п- изомеров) (203) 0621 Метилбензол (353) 0.0001708 0.01554 003 Устье скважины 1 969 Неорганизованный 6014 2 32 1935 1416 2 3 0333 Сероводород ( 0.00029283 0.00102034 2017
Устье скважины 1 837 выброс Дигидросульфид) (528) 0405 Пентан (458) 0.00028939 0.00100821 0410 Метан (734*) 0.00154307 0.0053744 0412 Изобутан (282) 0.00041749 0.00145473 0415 Смесь углеводородов 0.0069311 0.0241444 предельных С1-С5 ( 1531*, 1539*) 003 Нефтегазосепара 1 969 Неорганизованный 6015 2 32 1940 1433 3 2 0333 Сероводород ( 0.0005788 0.001882 2017
тор выброс Дигидросульфид) (528) Нефтегазосепара 1 837 0405 Пентан (458) 0.000572 0.00186 тор 0410 Метан (734*) 0.00305 0.009915 0412 Изобутан (282) 0.0008252 0.002683 0415 Смесь углеводородов 0.0137 0.04454 предельных С1-С5 ( 1531*, 1539*) 003 Емкость для 1 969.6 Неорганизованный 6016 2 32 1946 1423 3 2 0333 Сероводород ( 0.0000466 0.002126 2017
нефти выброс Дигидросульфид) (528) Емкость для 1 837.6 0415 Смесь углеводородов 0.0562 2.568 нефти предельных С1-С5 ( 1531*, 1539*) 0416 Смесь углеводородов 0.0208 0.95 предельных С6-С10 ( 1532*, 1540*) 0602 Бензол (64) 0.0002716 0.0124 0616 Диметилбензол (смесь 0.0000854 0.003897 о-, м-, п- изомеров) (203) 0621 Метилбензол (353) 0.0001708 0.007795 003 Дренажная 1 969 Неорганизованный 6017 2 32 1945 1436 3 3 0333 Сероводород ( 0.00000686 0.00002231 2017
емкость выброс Дигидросульфид) (528) Дренажная 1 837 0405 Пентан (458) 0.00000678 0.00002204 емкость 0410 Метан (734*) 0.00003614 0.0001174 0412 Изобутан (282) 0.00000978 0.00003179 0415 Смесь углеводородов 0.0001622 0.0005274 предельных С1-С5 ( 1531*, 1539*)

\

Приложенные файлы

  • docx 44258813
    Размер файла: 2 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий