Раздел 9. Организация ПЭК на КТЭУ

Раздел 9 Организация ПЭК на КТЭУ

В разделе представлены общие сведения по организации производственного экологического контроля (ПЭК) на КТЭУ, проводимым в соответствии с действующими требованиями природоохранного законодательства. В разделе не рассматриваются вопросы контроля показателей, нормируемых законодательством в области промышленной безопасности, охраны труда, санитарно-эпидемиологического благополучия населения (контроль качества воздуха в рабочей зоне, на границах СЗЗ, в селитебных зонах, показателей микробиологического загрязнения сточных вод и т.п.).

В соответствии с п. 1 ст. 67 [66] ПЭК "осуществляется в целях обеспечения выполнения в процессе хозяйственной и иной деятельности мероприятий по охране окружающей среды, рациональному использованию и восстановлению природных ресурсов, а также в целях соблюдения требований в области охраны окружающей среды, установленных законодательством в области охраны окружающей среды". Иными словами, ПЭК является комплексом процедур по контролю соблюдения объектом контроля (хозяйственная деятельность) требований природоохранного законодательства, относящихся к данному объекту. ПЭК (в отличие от государственного экологического контроля) организуется юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями, осуществляющими хозяйственную деятельность на объектах I, II и III категорий. Планирование ПЭК осуществляется в форме программы.

Результаты ПЭК служат юридическим лицам и индивидуальным предпринимателям основанием для планирования их природоохранной деятельности, используются для расчета сумм платы за негативное воздействие на окружающую среду и формирования государственной статистической и отраслевой отчетности.

Необходимо отметить, что на момент формирования настоящего справочника НДТ нормативная база, касающаяся требований к организации, объему, методикам осуществления ПЭК, в необходимом объеме не разработана и ограничена только требованиями [66]. В связи с этим реализация нормативных требований по осуществлению ПЭК на объектах КТЭУ в различных регионах Российской Федерации существенно различается. Содержание и методы осуществления ПЭК на конкретных КТЭУ определяются требованиями действующего природоохранного законодательства и их интерпретацией региональными надзорными органами, а также во многом - нормативной базой и традициями, заложенными еще в советские времена и в период управления "большой энергетикой" РАО "ЕЭС России" (1992-2008 годы).

В общем случае, в рамках ПЭК на КТЭУ осуществляется контроль следующих нормативных требований к воздействиям на окружающую среду:

1) нормативов предельно допустимых выбросов (ПДВ) ЗВ в атмосферу (т/год и г/с), установленных разрешениями на выбросы;

2) технологических нормативов выбросов от крупных топливосжигающих установок;

3) требований к эффективности газоочистных установок (ГОУ) и соблюдению правил их эксплуатации;

4) технических нормативов выбросов передвижными источниками выбросов: автотранспортными средствами, тракторами и самоходными машинами; маневровыми тепловозами, путевой техникой, водным транспортом;

5) требований договоров водопользования по объемам воды, забираемой из водных объектов, требований к использованию их акватории, водоохранных зон и прибрежных полос;

6) требований разрешений на сброс ЗВ в окружающую среду и решений исполнительных органов государственной власти или органов местного самоуправления о предоставлении водных объектов в пользование для целей сброса сточных вод и строительства гидротехнических сооружений;

7) контроль воздействий на почвы;

8) правил и ограничений по обращению с отходами;

9) требований к объектам размещения отходов;

10) ограничений по физическим воздействиям на окружающую среду (электромагнитное излучение, шум).

В дальнейшем в данном разделе описаны обычно применяемые методы осуществления ПЭК по каждому из указанных направлений.

9.1 Контроль нормативов ПДВ

Целями контроля выбросов является проверка соблюдения нормативов предельно допустимых выбросов стационарными источниками и получение исходных данных для государственной статистической отчетности и расчетов платы за негативное воздействие на окружающую среду.

План-график контроля соблюдения ПДВ разрабатывается, согласовывается с государственными надзорными органами и в настоящее время, как правило, утверждается в составе проекта нормативов ПДВ. В дальнейшем планирование этой деятельности будет осуществляться в программах ПЭК. Перечень нормируемых веществ, методы и периодичность контроля определяются на основании требований следующих методических документов:

- Правила организации контроля выбросов в атмосферу на ТЭС и в котельных. РД 153-34.0-02.306-98, СО 34.02.306-98 [67];

- Методика определения валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от котельных установок ТЭС. РД 34.02.305-98, СО 34.02.305-98 [68];

- Организация контроля газового состава продуктов сгорания стационарных паровых и водогрейных котлов. СО 34.02.320-2003 [69].

Контролю подлежат выбросы только от нормируемых источников выбросов загрязняющих веществ, приведенных в таблице 9.1.

Таблица 9.1 - Перечень нормируемых и контролируемых источников выбросов в атмосферу и загрязняющих веществ на ТЭС и котельных

Технологические процессы - источники выделения ЗВ	Источники выбросов	ЗВ	твердое топливо	жидкое топливо	газообразное топливо
Паровые и водогрейные котлы, ГТУ	Дымовые трубы	Зола твердого топлива	+	-	-
Паровые и водогрейные котлы, ГТУ	Дымовые трубы	Оксиды серы (в пересчете на диоксид серы)	+	+	-
Паровые и водогрейные котлы, ГТУ	Дымовые трубы	Диоксид азота	+	+	+
Паровые и водогрейные котлы, ГТУ	Дымовые трубы	Оксид азота	+	+	+
Паровые и водогрейные котлы, ГТУ	Дымовые трубы	Оксид углерода	+	+	+
Паровые и водогрейные котлы, ГТУ	Дымовые трубы	Мазутная зола (в пересчете на ванадий)	-	+	-
Паровые котлы паропроизводительностью менее 30 т/ч	Дымовые трубы	Сажа	-	+	-
Паровые котлы паропроизводительностью менее 30 т/ч	Дымовые трубы	Бенз(а)пирен	+	+	-
Перевалка топлива на угольных складах	Склады угля (неорганизованные источники)	Пыль угля	+	-	-
Перевалка золошлаков на золошлакоотвалах	Узлы перевалки золошлаков (неорганизованные источники)	Пыль (зола твердого топлива)	+	-	-

Кроме того, при применении технологий, связанных с введением в дымовые газы химических реагентов, в некоторых случаях применяют дополнительный контроль выбросов этих реагентов или продуктов их реагирования с компонентами дымовых газов.

В рамках ПЭК определяются выбросы: максимальные (средние за 20 мин) в граммах в секунду и суммарные за год в тоннах.

На ТЭС применяются следующие методы контроля: инструментальный непрерывный, инструментальный периодический, расчетный.

Инструментальный непрерывный контроль применяется по оценке на 20-25 % ТЭС. Энергоблоки, вводимые в последнее время, как правило, оснащаются приборами непрерывного контроля. Энергоблоки на базе парогазовой технологии оснащены приборами непрерывного контроля практически полностью, за исключением установок с установленной электрической мощностью менее 25 МВт.

На ТЭС на базе паросиловых установок уровень оснащения приборами непрерывного контроля существенно ниже, особенно угольных ТЭС.

В настоящее время на энергетических котлах ТЭЦ ПАО "Мосэнерго" и некоторых других ТЭС действует около 200 современных газоаналитических комплексов для контроля и учета вредных выбросов, осуществляющих следующие функции:

- непрерывное измерение концентрации загрязняющих веществ в продуктах сгорания при сжигании газообразного, жидкого или твердого топлива на ТЭЦ;

- непрерывное определение объемного расхода дымовых газов прямым или косвенным методом;

- непрерывный контроль удельных выбросов загрязняющих веществ;

- определение валовых выбросов в атмосферу загрязняющих веществ (NO, NO_х, CO, SO₂) г/с, в соответствии с утвержденными методиками и стандартами организаций, по результатам инструментальных измерений;

- определение валовых выбросов в атмосферу оксидов серы SO₂ г/с и других экологических показателей, в соответствии с утвержденными методиками и стандартами организаций, расчетными методами;

- оценку достоверности информации, поступающей от средств измерений; осреднение мгновенных значений;

- определение массового выброса вредных веществ с нарастающим итогом (20 мин.,1 час, сутки, месяц, год);

- оценку соответствия массового выброса нормативным документам;

- хранение измерительной информации в течение календарного года и возможность передачи информации в режиме реального времени на компьютеры АРМ "Эколог" ТЭЦ и другим пользователям;

- отображение информации на дисплее компьютера в числовом и графическом виде;

- вывод информации по выбросам на печать и на внешние устройства;

- передачу информации о выбросах в реальном времени оператору и надзорным органам;

- определение КПД котла по прямому и обратному балансу;

- сопоставление фактических значений выбросов с технологическими нормами, установленными для данной энергетической установки, с выдачей предупреждений;

- контроль над работой газоочистного оборудования.

Описанные методы и примеры расчетного, инструментального и непрерывного контроля экологических показателей деятельности по охране атмосферы относятся к НДТ (см. таблицу 9.3).

Периодичность инструментального контроля определяется на основе категории источника выбросов. Категорирование источников по инструментальному контролю выбросов устанавливается для каждого загрязняющего вещества (таблица 9.2) в зависимости от параметров Ф и Q, определяемых по формулам:

;

,

где М - максимальный выброс загрязняющего вещества из источника, г/с;

Н - высота источника выброса, м;

ПДК - предельно допустимая концентрация загрязняющего вещества, мг/м³;

- эффективность газоочистки, %;

- q - приземная концентрация загрязняющего вещества на границе СЗЗ или ближайшей жилой застройки, ед. ПДК.

Таблица 9.2 - Категорирование источников выбросов по периодичности инструментального контроля

Категория источника выброса	Частота контроля выброса	Одновременное условие параметров*
		Ф	Q
I	1 раз в квартал	> 0,01	> 0,5
		> 0,1	> 5
II	2 раза в год	> 0,001	< 0,5
		> 0,01	< 0,5
III	1 раз в год	> 0,001	< 0,5
		> 0,01	< 0,5
IV	1 раз в 5 лет	< 0,001	< 0,5
		< 0,01	< 0,5
Примечание - * Для источника II категории дополнительное условие - наличие разработанных мероприятий по сокращению выброса загрязняющего вещества. Примечание. Для каждой из категорий источника первая строка значений параметров Ф и Q дана для Н  10 м, а вторая - Н < 10 м.

Определение объема дымовых газов обычно выполняется расчетным методом по расходу топлива и содержанию кислорода в дымовых газах при условии регистрации расхода топлива и содержания кислорода прямыми или косвенными методами.

При периодическом инструментальном контроле:

- максимальные выбросы диоксида серы при наличии сероочистной установки, золы твердого топлива, оксидов азота, оксида углерода определяются расчетом с использованием результатов плановых инструментальных измерений содержания этих веществ в дымовых газах; при отсутствии сероочистных установок максимальные выбросы диоксида серы определяются расчетными методами на основе измерений расходов топлива и содержания серы в топливе;

- максимальные выбросы мазутной золы (в пересчете на ванадий), сажи, бенз(а)пирена и годовые выбросы всех веществ определяются расчетными методами с использованием зависимостей содержания вещества в дымовых газах от нагрузки котла.

Расчетные методы применяются из числа рекомендованных Минприроды России. Для расчетов выбросов от котлов используется Методика определения валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от котельных установок ТЭС. РД 34.02.305-98, СО 34.02.305-98 [68]. Выбросы от неорганизованных источников (склады угля, золошлакоотвалы) контролируются только расчетными методами.

Кроме того, в настоящее время для ТЭС нормируются и контролируются многочисленные мелкие организованные и неорганизованные источники выбросов: сварочные посты, металло- и деревообрабатывающее станочное оборудование, емкости с нефтепродуктами и маслами, автостоянки, гаражи и т.п. Их контроль и нормирование осуществляется расчетными методами по "СО 153-34.02.317-2003. Методические рекомендации по оценке выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от вспомогательных производств теплоэлектростанций и котельных [70].

Отсутствие в действующем законодательстве нормативных ограничений по перечню нормируемых веществ привело к значительному и необоснованному росту количества нормируемых и контролируемых веществ и соответствующих затрат энергопредприятий. В советское время государство контролировало на ТЭС не более 6-ти вредных веществ от 2-3-х источников. В настоящее время на обычной угольной ТЭС нормируется и включается в разрешение на выбросы порядка 110-120 источников и 50 вредных веществ. При этом на 3 источника (дымовые трубы от энергетических котлов) и 7 загрязняющих веществ приходится 99,96 % от всей массы выбросов. Выбросы от остальных источников (сварочные посты, стоянки транспорта, резервуары с нефтепродуктами, металлообрабатывающие станки, основные вещества - пыль неорганическая, пары нефтепродуктов) выбрасывают в среднем по 0,35 т/год. Есть источники с выбросами меньше 1 кг в год.

Для типичной газовой электростанции нормируются и контролируются порядка 26-ти источников выбросов, 30-ти загрязняющих веществ. При этом на 1 источник (дымовая труба от энергетических котлов) и 3 загрязняющих вещества приходится 99,99 % от всей массы разрешенных выбросов. На остальные 25 источников и 27 загрязняющих веществ приходится 1,8 т/год выбросов, в среднем по 72 кг/год.

В случае введения разумных ограничений перечня нормируемых и контролируемых источников и ЗВ для ТЭС затраты на производственный экологический контроль выбросов могут быть снижены не менее, чем на 90 %. Средние расходы ТЭС на периодический инструментальный контроль выбросов составляют в настоящее время 2 млн. руб./год.

9.2 Контроль ГОУ

На угольных ТЭС применяются газоочистные установки (ГОУ) на угольных котлах и аспирационные установки в помещениях топливоподач и котельных цехов. На газовых и мазутных ТЭС ГОУ не применяются.

Контроль ГОУ регламентирован Правилами эксплуатации установок очистки газа, утвержденными Минхиммашем СССР 28.11.1983 [71].

В отношении контроля работы ГОУ Правилами установлены следующие требования:

- ГОУ должны подвергаться осмотру для оценки их технического состояния не реже одного раза в полугодие комиссией, назначенной руководством предприятия. По результатам осмотра составляется акт и при необходимости разрабатываются мероприятия по устранению обнаруженных недостатков. Акт прилагается к паспорту установки;

- установки очистки газа должны подвергаться проверке на соответствие фактических параметров работы установки проектным не реже одного раза в год (установки с высоким содержанием токсичных примесей - не реже 2-х раз в год), а также при работе технологического оборудования на измененном режиме более 3-х месяцев или при переводе его на новый постоянный режим работы, после строительства, капитального ремонта или реконструкции установки.

Имеются стандарты организации РАО ЕЭС России, определяющие методы контроля ГОУ в электроэнергетике:

- Положение об организации эксплуатации золоулавливающих установок на тепловых электростанциях. РД 34.27.502, СО 153-34.27.502 [72].

- Типовая инструкция по эксплуатации электрофильтров. РД 34.27.504-91, СО 153-34.27.504-91 [73].

- Типовая инструкция по эксплуатации мокрых золоуловителей. РД 34.27.503-92, СО от 14.04.1992 [74].

- Методика контрольных испытаний золоулавливающих установок тепловых электростанций и котельных. СО 34.02.308-98, РД 153-34.0-02.308-98 [75].

- Методика испытаний золоулавливающих установок тепловых электростанций и котельных. СО 34.27.301-2001, РД 153-34.1-27.301-2001 [76].

Обычной практикой на ТЭС является инструментальный контроль эффективности ГОУ 2 раза в год: до и после ремонта. Контроль осуществляется собственными силами ТЭС или сторонними организациями.

Контроль ГОУ включает в себя:

- испытания при приемке ГОУ из ремонта, после реконструкции и монтажа;

- ежегодную проверку эффективности золоулавливающих установок;

- эксплуатационный контроль, включающий ежедневный осмотр и регистрацию показателей работы ГОУ.

Проверка эффективности ГОУ проводится не реже 1 раза в год. Если в течение года проводятся испытания ГОУ при приемке из ремонта, после реконструкции и монтажа, то специальная проверка эффективности золоулавливающих установок не проводится.

Результаты испытаний вносятся в паспорт ГОУ.

Приемка золоуловителей из ремонта, оценка качества ремонта производятся согласно СО 34.04.181-2003 "Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей" [77].

Результаты эксплуатационного контроля ГОУ заносятся в журнал учета дефектов золоулавливающей установки и журнал учета показателей работы золоулавливающей установки.

В ходе эксплуатационного контроля ГОУ контролируются основные технические параметры, характеризующие работу золоулавливающих установок в эксплуатационных условиях:

- для мокрых золоуловителей - расход и давление орошающей воды, температура газов после золоуловителей, гидравлическое сопротивление газового тракта;

- для электрофильтров - напряжение и ток на стороне высокого напряжения, температура уходящих газов.

Не реже, чем один раз в смену эксплуатационный персонал производит осмотр ГОУ, а также золоудаляющих устройств для выявления неисправностей и отключений.

Представляется, что включение контроля эффективности ГОУ в состав ПЭК является избыточным и нецелесообразным по следующим причинам:

а) эффективность ГОУ является одним из важных, но не единственным фактором, влияющим на нормируемые показатели выбросов (г/с, т/год). На мощность выбросов оказывают влияние энергоэффективность оборудования, качественные показатели топлива, режимы работы оборудования и многое другое. В связи с этим непонятно, с какой целью организуется контроль именно эффективности ГОУ, если этот показатель однозначно не определяет массу выбросов;

б) показатель эффективности ГОУ практически невозможно нормировать. То есть невозможно установить значение эффективности, с которым можно сравнивать фактическую эффективность. Проектные значения эффективности, которые сейчас приняты в качестве норматива, соответствуют идеальным проектным условиям, недостижимым в течение всего времени работы ГОУ. В процессе эксплуатации в межремонтные периоды эффективность ГОУ постепенно снижается в силу естественных процессов их загрязнения, износа. В результате опроса энергопредприятий за период 2011-2015 гг. получены сведения, что ежегодно для 30-40 % ГОУ угольных ТЭС среднегодовая эффективность была ниже проектных значений;

в) измерение эффективности ГОУ - достаточно затратное мероприятие. Ежегодные затраты на контроль ГОУ угольных ТЭС составляют от одного до нескольких миллионов рублей. Измерение эксплуатационной эффективности ГОУ оправданно только в случае применения расчетных методов определения выбросов твердых частиц и оксидов серы при наличии ГОУ. В этом случае 1 раз в год измеряется эффективность ГОУ, на основании измеренной величины ежемесячно определяется эксплуатационная эффективность с учетом эксплуатационных данных (Правила организации контроля выбросов в атмосферу на ТЭС и в котельных. РД 153-34.0-02.306-98, СО 34.02.306-98) [67].

9.3 Контроль соблюдения технических нормативов выбросов передвижными источниками

Контроль соблюдения передвижными источниками технических нормативов выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух регламентируется п.4 ст. 17 Федерального закона "Об охране атмосферного воздуха" [78] и постановлением Правительства Российской Федерации от 06.02.2002 N 83 "О проведении регулярных проверок транспортных и иных передвижных средств на соответствие техническим нормативам выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух" [79].

Контроль выбросов автотранспортных средств осуществляется при прохождении ими технического осмотра.

Свидетельством исполнения обязанностей по контролю соблюдения автотранспортными средствами технических нормативов выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух является наличие для каждого из эксплуатируемых средств действующего (непросроченного) технического талона (талона технического осмотра).

Контроль экологических характеристик тракторов и самоходных машин осуществляется в соответствии с "Правилами проведения технического осмотра самоходных машин и других видов техники, зарегистрированных органами, осуществляющими государственный надзор за их техническим состоянием", утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13.11.2013 N 1013 [80]. Контроль соблюдения тракторами и самоходными машинами технических нормативов выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух осуществляется органами государственного надзора за техническим состоянием самоходных машин и других видов техники в Российской Федерации при осуществлении надзора за техническим состоянием и во время государственного технического осмотра этих видов техники. Уровень дымности отработавших газов для тракторов, самоходных дорожно-строительных и иных самоходных машин с дизелями должен соответствовать ГОСТ Р 17.2.2.02 [81]. Содержание загрязняющих веществ в отработавших газах машин с бензиновыми двигателями должно соответствовать требованиям, предусмотренным изготовителем.

Технические нормативы выбросов и периодичность их контроля для тепловозов установлены ГОСТ Р 50953-2008 "Выбросы вредных веществ и дымность отработавших газов магистральных и маневровых тепловозов. Нормы и методы определения" [82]. Контролируются нормативы выбросов оксидов азота, оксида углерода, углеводородов, а также дымности отходящих газов.

Свидетельством исполнения обязанностей по контролю соблюдения нормативов выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух является наличие для каждого из эксплуатируемых средств протоколов испытаний.

9.4 Контроль водопользования

ПЭК за водопользованием на ТЭС должен обеспечивать:

- систематические данные об объемах забираемой воды (поверхностной, артезианской, водопроводной) и оценку их соответствия установленному лимиту забора (изъятия) водных ресурсов;

- систематические данные об объемах используемой и возвратной воды;

- оценку состава и свойств исходных вод в местах собственных водозаборов, фоновых и контрольных створах водных объектов, принимающих сточные воды;

- оценку состава и свойств сточных вод и соответствия их установленным нормативам НДС и договоров водоотведения;

- исходные данные для формирования отчетности ТЭС по установленным формам.

Контроль водопользования на ТЭС организуется в соответствии с требованиями:

- Водного кодекса Российской Федерации [93]

- Приказа Минприроды России от 08.07.2009 N 205; Об утверждении порядка ведения собственниками водных объектов и водопользователями учета объема забора (изъятия) водных ресурсов из водных объектов и объема сброса сточных вод и (или) дренажных вод, их качества [83]

- Приказа Минприроды России от 06.02.2008 г. N 30 "Об утверждении форм и порядка представления сведений, полученных в результате наблюдений за водными объектами, заинтересованными федеральными органами исполнительной власти, собственниками водных объектов и водопользователями" [94]

- Согласованных и утвержденных в установленном порядке Нормативов допустимых сбросов [95],

9.5 Контроль объемов водопользования

Измерение расходов воды производится в пунктах учета на каждом водозаборе и выпуске сточных вод, а также в системах оборотного водоснабжения и точках передачи воды другим организациям.

Выбор водоизмерительных приборов и устройств определяется их назначением, величиной измеряемых расходов воды, производительностью водозаборных и водосбросных сооружений. Водоизмерительные приборы должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений. [96]

В основном объемы воды, забираемой из природных источников или от сторонних организаций, отводимых сточных вод измеряются непрерывно. Исключение составляют объемы воды, используемые прямоточными системами охлаждения, циркуляционной воды в оборотных системах охлаждения и гидрозолоудаления. Эти объемы составляют десятки и сотни тысяч кубических метров в час, как правило, транспортируются по открытым каналам, что делает их измерение проблематичным как в части обеспечения необходимой точности измерений, так и с точки зрения стоимости средств измерения. Поэтому по согласованию с соответствующим территориальным органом Федерального агентства водных ресурсов в случае отсутствия технической возможности установки средств измерений объем забранной воды (сбрасываемых сточных вод) определяется исходя из времени работы и производительности технических средств (насосного оборудования), норм водопотребления (водоотведения) или с помощью других методов [83]

9.6 Контроль качества вод

Контроль сточных вод, отводимых в водный объект или сторонним организациям (в том числе в централизованные системы водоотведения), должен обеспечивать достоверную информацию об их количестве и качестве. Объем контроля сточных вод, отводимых сторонним организациям для использования или очистки, определяется двухсторонними договорами.

При повторном использовании сточных вод на ТЭС объем их контроля определяется внутренними инструкциями энергопредприятий.

По характеру, источнику загрязнения и качественному составу производственные сточные воды ТЭС, которые могут отводиться без или после очистки в окружающую среду или централизованные системы водоотведения, делятся на следующие виды:

- сточные воды прямоточных и оборотных систем охлаждения основного и вспомогательного технологического оборудования (конденсаторов, газоохладителей, маслоохладителей турбин, тягодутьевых машин, насосов и др.);

- сточные воды водоподготовительных установок;

- сточные воды, содержащие нефтепродукты (от хозяйств жидких топлив, маслохозяйств, дренажные воды производственных помещений, в которых хранятся или применяются нефтепродукты);

- сточные воды систем гидрозолоудаления;

- поверхностный сток с территории промплощадки (кровли зданий и сооружений, асфальтобетонные покрытия и грунтовые дороги), - дренажные воды подземных сооружений, систем понижения уровня грунтовых вод,

- сточные воды систем топливоподачи и пылеподавления на ТЭС, работающих на твердом топливе;

- сточные воды от консервации и химических очисток оборудования;

- обмывочные воды регенеративных воздухоподогревателей (РВП) и конвективных поверхностей нагрева котлов (КПН), работающих на жидком топливе.

Хозяйственно-бытовые сточные воды должны направляться на биологическую очистку (см. ИТС 10-2015 [97]) и в данном справочнике НДТ не рассматриваются. Качество воды, передаваемой в ЦСВ, нормируется согласно Приложению N 5 к Постановлению Правительства РФ от 29 июля 2013 г. N 644 [98]. Отбор проб этих вод и их анализ проводится согласно Договору водоотведения.

Согласно "Методике разработки нормативов допустимого сброса веществ и микроорганизмов в водные объекты для водопользователей" [95] перечень нормируемых веществ должен формироваться на основе исходной информации об использовании веществ на конкретном предприятии и анализе данных о качестве исходной и сточных вод.

Однако на практике, в различных регионах перечни нормируемых и контролируемых веществ, включенных в ПЭК, существенно различаются. Так, на нескольких газовых ТЭС с одинаковой технологией производства количество нормируемых и контролируемых веществ, включенных в ПЭК, изменяется от единиц до нескольких десятков. Недостаточная регламентация правил формирования перечня предоставляет государственным органам, согласующим и утверждающим НДС, право произвольно формировать состав перечня нормируемых веществ для конкретных водопользователей.

Так, например, на ТЭС не применяются и не могут образовываться легко окисляемые органические вещества, нормируемые обычно по биохимическому потреблению кислорода (БПК). Однако, за очень редким исключением этот показатель включается в перечень нормируемых, несмотря на то, что, по данным анализа исходной и сточной воды на ТЭС происходит уменьшение этого показателя в сточной воде по сравнению с исходной в среднем на 33 %. Показатель БПК целесообразно применять для контроля очистки хозяйственно-бытовых сточных вод.

Сточные воды, загрязненные нефтепродуктами, поверхностный сток с территории предприятия, дренажные воды подземных сооружений, систем водопонижения должны использоваться в цикле ТЭС после очистки или без нее и в состав ПЭК не входят.

Если в одном водовыпуске смешиваются сточные воды различных технологических схем, то нормируется показатели общего (объединенного) потока с учетом всех составляющих.

Отбор проб сточных вод осуществляется согласно ПНД Ф 12.15.1-08 [99]. Как правило, определения показателей выполняются на# силами химических лабораторий ТЭС. Необходимый объем контроля по микробиологическим показателям, входящим в норматив допустимого сброса микроорганизмов в водный объект [95] выполняется, как правило, лабораториями Роспотребнадзора.

Методики измерений, включенные в Реестр ПНД Ф, аттестованы в соответствии с требованиями Федерального закона от 26.06.2008 N 102-ФЗ [100] и ГОСТ Р 8.563-2009 [101] и допущены для целей государственного экологического контроля.

Сточные воды систем охлаждения

Сбросные воды систем охлаждения по своему составу относятся к категории "нормативно чистых без очистки" вод и какой-либо очистке не подвергаются. Объемы, состав и свойства стоков систем охлаждения ТЭС определяются типом системы техводоснабжения: прямоточная, оборотная с прудом-охладителем, оборотная водная с испарительными градирнями, типом и мощностью установленного оборудования.

В сбросных водах систем охлаждения прямоточных и оборотных с прудом-охладителем загрязнения сточных вод не происходит, поскольку для таких систем не применяются какие-либо химические реагенты. В то же время возвратные воды имеют повышенную температуру по сравнению с исходной. Кроме того, при охлаждении этими системами маслонаполненного оборудования, сточные воды могут загрязняться нефтепродуктами. В связи с этим, в исходных и сточных водах прямоточных систем охлаждения и оборотных систем охлаждения с прудом-охладителем необходимо постоянно контролировать температуру и содержание нефтепродуктов.

В оборотных водных системах охлаждения происходит постоянное испарение части циркулирующей воды, в результате чего происходит концентрирование содержащейся в ней солей, взвешенных и растворенных веществ. При этом возникает опасность выпадения солевых и механических отложений на теплообменных поверхностях, возрастает коррозионная активность воды. Кроме того, в таких системах создаются благоприятные условия для развития микро- и макроорганизмов. Для предотвращения этих негативных явлений осуществляют постоянную замену части циркуляционной воды (подпитка и продувка) и часто осуществляют коррекционную обработку циркуляционной воды химическими реагентами различного назначения: кислотами или известью с целью регулирования рН, биоцидами, ингибиторами коррозии, солевых и механических отложений.

Перечень контролируемых показателей подпиточных и продувочных вод оборотных водных систем охлаждения определяется применяемыми реагентами. Кроме того, контролируются взвешенные вещества, рН, нефтепродукты.

Сточные воды водоподготовительных установок

Сточные воды различных водоподготовительных установок, служащих для подготовки воды для подпитки котлов, теплосетей, установок для очистки внутристанционных и производственных конденсатов, блочных обессоливающих установок, представляют собой разбавленные растворы нейтральных солей. Все применяемые на ТЭС методы водоподготовки основаны на выделении взвесей и солей из исходной воды, что приводит к ее разделению на 2 потока: чистой обессоленной воды и сточной воды, в которой сконцентрированы вещества, содержащиеся в исходной воде с некоторой добавкой различных реагентов. Качественный состав их зависит от качества обрабатываемой воды (или конденсата) и применяемых реагентов. Стоки ВПУ можно разделить на два основных вида:

- сточные воды предочисток (осветлителей, механических фильтров) содержат шламы и механические примеси. Объем стоков зависит от состава исходной воды, схемы предочистки и применяемых реагентов, установленного оборудования:

- сточные воды ионитовой части ВПУ, испарительных, мембранных установок, которые содержат соединения примесей обрабатываемой воды и отработанных регенерационных растворов. Объем стоков зависит от производительности ВПУ, применяемой технологии (ионный обмен, мембранные или термические методы), степени повторного использования стоков.

Сточные воды систем гидрозолоудаления

Химический состав сбросных вод систем ГЗУ определяется видом сжигаемого на ТЭС твердого топлива, способом золоулавливания и золоудаления, временем эксплуатации и степенью замкнутости оборотной системы ГЗУ. Общая минерализация этих вод представлена преимущественно ионами кальция, сульфат-, гидрокарбонат-ионами, а для ТЭС, сжигающих щелочные топлива, также и гидроксид-ионами.

9.7 Контроль воздействий на подземные воды

Отдельные сооружения и технологические участки ТЭС потенциально могут влиять на состояние подземных вод, например, через фильтрацию загрязненного поверхностного стока с территорий складирования угля, золошлаковых материалов и других отходов, через утечки из трубопроводов и емкостей воды, мазута, химических реагентов, масел, через создание препятствий для естественных потоков грунтовых вод, водообмена через поверхность земли, что может приводить к изменениям режима (уровней, температур) и качества грунтовых вод, приводить к подтоплению земель и сооружений, способствовать развитию карстовых явлений, влиять на несущую способность грунтов, деформациям и разрушениям зданий и сооружений.

Цели производственного контроля воздействий на подземные воды являются комплексными и преследуют не только своевременное обнаружение негативного воздействия производственных сооружений и технологических процессов на грунтовые воды, но и обратного влияния природных процессов на состояние зданий, сооружений и коммуникаций, а также разработки мер по предупреждению такого взаимного влияния.

Задачами наблюдений за режимом подземных вод на тепловых электростанциях являются:

- выяснение условий формирования естественного режима подземных вод (до постройки сооружений), уточнение гидрогеологических условий в районе водопонизительных работ в период строительства;

- прослеживание динамики уровней, температуры и химического состава подземных вод во времени;

- выявление взаимовлияния и взаимосвязи водоносных горизонтов друг с другом и с поверхностными водами;

- оценка характера и динамики взаимовлияния зданий, сооружений тепловых электростанций и поземных вод, в том числе: масштабов и причин обводнения грунтов и подтопления территории; агрессивности подземных вод к бетонным и металлическим конструкциям; загрязнения подземных вод под влиянием эксплуатации электростанций;

- разработка рекомендаций по использованию результатов наблюдений за режимом подземных вод для организации технического обслуживания и ремонта зданий, сооружений подземных водонесущих коммуникаций и технологического оборудования.

Для решения этих задач на ТЭС осуществляется периодический контроль режима подземных вод (режимные наблюдения). Методические рекомендации по организации и ведению режимных наблюдений приведены в РД 153-34.1-21.325-98. СО от 30.06.1998 N 34.21.325-98 "Методические указания по контролю за режимом подземных вод на строящихся и эксплуатируемых тепловых электростанциях", утвержденных РАО ЕЭС России 30.06.1998 [84].

Режимные наблюдения организуются еще до начала возведения тепловой электростанции и продолжаются в процессе ее строительства и эксплуатации.

Для проведения режимных наблюдений на промплощадке ТЭС создается сеть наблюдательных скважин. Скважины стационарной сети проектируются с учетом геологического строения, гидрогеологических условий и размеров территории тепловых электростанций, а также с учетом назначения и компоновки зданий и сооружений. При размещении скважин и определения их количества учитывается следующее:

- для выяснения условий формирования подземных вод часть скважин должна располагаться в областях их питания и дренирования (разгрузки), в том числе в местах возможных утечек производственных вод (градирни, накопители жидких отходов, насосные станции, мазутохранилища, главный корпус, здания водоподготовки и др.). Скважины устанавливаются вокруг этих объектов;

- если источники питания подземных вод находятся вне территории ТЭС, то часть скважин размещается между объектами электростанции и этими источниками для оценки влияния последних на гидрогеологические и гидрохимические условия территории;

- наблюдательные скважины устанавливаются на два или три водоносных горизонта. Наибольшее количество скважин оборудуется на первый от поверхности водоносный горизонт, грунтовые воды которого оказывают непосредственное влияние на подземные части зданий и сооружений (подтопление, агрессивное воздействие) и сами подвергаются воздействию объектов ТЭС (загрязнение, повышение уровней и температуры).

Скважины на второй и третий водоносные горизонты устанавливаются для оценки их взаимовлияния в период строительства и эксплуатации с объектами ТЭС и грунтовыми водами первого от поверхности водоносного горизонта (подтопление, дренирующее воздействие, загрязнение).

Установка скважин на нижние горизонты становится также обязательной, если подземные воды этих горизонтов служат источниками хозяйственно-питьевого водоснабжения.

Количество наблюдательных скважин на промплощадках определяется с учетом вышеприведенных требований, а также местных техноприродных условий. Опыт многолетних режимных наблюдений на промплощадках тепловых электростанций II и III категорий (мощность от 250 до 1500 МВт) показал, что количество скважин варьируется от 25 до 80 при площади территории от 30 до 100 га, т.е. на 1 га приходится по 0,6 - 0,7 скважины. Из них 70 - 80 % установлено на первый от поверхности водоносный горизонт, а остальные - на второй и третий, в том числе на третий горизонт - единичные скважины, 1-2 на каждой промплощадке.

Контроль за режимом подземных вод включает наблюдения за уровнем, температурой и химическим составом воды.

Уровни подземных вод в наблюдательной скважине измеряются в межень не реже 1 раза в месяц, а в весеннее время и периоды интенсивных и затяжных дождей - не реже 1 раза в 7 - 10 дней. Частота наблюдений увеличивается также во время активного влияния на уровни подземных вод техногенных факторов, например, аварийных утечек воды из коммуникаций, проведения дренажных мероприятий и др. Учащенные наблюдения уровней в таких случаях производятся в скважинах, расположенных в зоне влияния техногенного фактора.

Измерения температуры выполняются одновременно с измерением уровня грунтовых вод не реже 4 раз в год (по сезонам). В отдельных случаях производятся учащенные измерения температуры, например, при внезапном повышении уровней подземных вод, вызванном утечками производственных вод. В этих случаях контроль за температурой подземных вод помогает установить источник утечек.

Контроль за химическим составом подземных вод по наблюдательным скважинам производится в целях выяснения влияния подземных вод на подземные части зданий и сооружений (агрессивность к бетонным и металлическим конструкциям) и изменение физико-механических свойств грунтов оснований, а также влияния ТЭС на состояние подземных водоносных горизонтов. На крупных накопителях отходов и других возможных источниках загрязнения подземных вод (золошлакоотвалах, шламоотвалах, складах химических реагентов, мазутохранилищах и др.) проводят химико-аналитический контроль с периодичностью 2 раза в год. Для контроля используются следующие показатели:

- в местах размещения маслонаполненного оборудования, маслохозяйств, мазутных хозяйств - концентрация нефтепродуктов;

- вблизи угольных складов - рН, концентрация сульфатов;

- вблизи золошлакоотвалов, шламоотвалов - рН, концентрация сульфатов;

- вблизи складов хранения химических реагентов - концентрации реагентов, хранящихся на складах.

Обычно содержание наблюдательной сети и режимные наблюдения осуществляются персоналом ТЭС. Однако анализ результатов наблюдений требует специальных знаний, поэтому для анализа результатов режимных наблюдений привлекаются сторонние организации с периодичностью 3-5 лет.

9.8 Контроль почв

В условиях отсутствия нормативных требований в части контроля почв, объем такого контроля на разных ТЭС существенно различается. Некоторые ТЭС не осуществляют контроля состояния почв. Если контроль осуществляется, то он выполняется на границе СЗЗ и в зонах влияния ОРО.

Ниже приведены обобщенные сведения об объемах контроля почв, фактически осуществляемого на ТЭС:

а) на границе СЗЗ:

- газовые станции: 2-3 точки отбора проб, периодичность контроля - 1-2 раза в год, показатели: содержание хлоридов, нефтепродуктов, цинка, меди, нитратов, фосфатов, железа.

- угольные станции: 2-4 точки отбора проб, периодичность контроля - 2-4 раза в год, показатели: содержание сульфатов, хлоридов, нефтепродуктов, меди, свинца, цинка, никеля, кобальта, кадмия, железа, марганца, хрома, ванадия, нитратов, фосфатов, рН.

Б) в зоне влияния ОРО:

- в зоне влияния шламоотвалов, объектов накопления отходов на газовых станциях: 2-3 точки отбора проб, периодичность контроля - 1-9 раза в год, показатели: содержание хлоридов, нефтепродуктов, цинка, меди, нитратов, фосфатов, железа.

- в зоне влияния золошлакоотвалов угольных станций: 2-4 точки отбора проб, периодичность контроля - 4 раза в год, показатели: содержание сульфатов, хлоридов, нефтепродуктов, меди, свинца, цинка, никеля, кобальта, железа, марганца, хрома, ванадия, нитратов, фосфатов, рН.

Контроль осуществляется как сторонними лабораториями (как правило, лабораториями Роспотребнадзора, ЦЛАТИ), так и собственными лабораториями ТЭС.

Некоторыми ТЭС, кроме инструментального контроля, применяется метод периодического визуального контроля (обходы территории промплощадок и СЗЗ) в целях контроля соблюдения требований природоохранного и земельного законодательства, в том числе в части восстановления нарушенных земель, предупреждения негативных процессов изменений почв, которые могут контролироваться визуально: эрозии, подтопления, заболачивания, захламления, загрязнения нефтью и нефтепродуктами.

Оценивая целесообразность и результативность производственного экологического контроля почв, можно отметить следующее:

- контроль качественных показателей почв на границах СЗЗ газовых ТЭС нецелесообразен и избыточен в полном объеме. Выбросы в атмосферу от организованных источников газовых ТЭС не могут приводить к загрязнению почв, значимые неорганизованные источники выбросов на газовых ТЭС отсутствуют;

- на газовых ТЭС отсутствуют ОРО, которые могут существенно влиять на качество почв. Наиболее массовые отходы газовых ТЭС: шламы водоподготовительных установок, шламы обмывок РВП, очистки мазутных баков, отработанных масел накапливаются либо во влажном состоянии под слоем воды в гидроизолированных накопителях, либо в закрытых емкостях и не могут загрязнять почвы. Контроль почв в зонах влияния ОРО газовых ТЭС нецелесообразен;

- выбросы золы твердых топлив, оксидов серы в атмосферу от угольных ТЭС осуществляются через очень высокие горячие источники (180-320 м) и поэтому области осаждения выбросов составляют, как минимум, десятки километров. Максимальные выпадения золы происходят на расстояниях 10-20 высот дымовых труб, то есть значительно выходят за границы СЗЗ (около 1000 м). В связи с этим измерения качества почв на границах СЗЗ угольных ТЭС нерезультативны, не могут свидетельствовать об уровне влияния их выбросов на состав почв;

- на угольных ТЭС имеются 2 вида потенциальных источников загрязнения почв - это сооружения топливоподачи, включая угольные склады, и золошлакоотвалы. Это низкие холодные неорганизованные источники выбросов твердых частиц угля и его золы. Инструментальный контроль их выбросов практически невозможен, поэтому для этих сооружений целесообразно проведение производственного контроля их влияния на качественный состав почв. В части объема контроля представляется достаточным измерение 1 раз в год содержания в почве не более 2-3-х веществ, характерных для используемых углей и их зол. Установление единого перечня показателей не представляется возможным из-за разнообразия состава углей и их зол, а также почв. Данные показатели должны выбираться исходя из максимальной разности содержания контролируемого вещества в угле или золе и почве, вещество должно быть внесено в перечень ЗВ, контролируемых государством.

9.9 Общие метрологические требования к методам контроля

Перечень измерений в области охраны окружающей среды, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, а также некоторые требования к ним утверждается Минприроды России. Осуществление измерений, которые относятся к области государственного регулирования, осуществляемые в рамках производственного экологического контроля, должно производиться в соответствии со следующими требованиями Федерального закона "Об обеспечении единства измерений" [85].

Измерения должны выполняться по аттестованным методикам (методам) измерений, за исключением методик (методов) измерений, предназначенных для выполнения прямых измерений, с применением средств измерений утвержденного типа, прошедших поверку.

Методики (методы) измерений, предназначенные для выполнения прямых измерений, вносятся в эксплуатационную документацию на средства измерений.

Подтверждение соответствия этих методик (методов) измерений обязательным метрологическим требованиям к измерениям осуществляется в процессе утверждения типов данных средств измерений. В остальных случаях подтверждение соответствия методик (методов) измерений обязательным метрологическим требованиям к измерениям осуществляется путем аттестации методик (методов) измерений. Сведения об аттестованных методиках (методах) измерений публикуются в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений. Сведения об утвержденных типах СИ публикуются в Государственном реестре средств измерений (далее - Госреестр СИ) на интернет-сайте http://www.fundmetrology.ru [86]. Госреестр СИ является разделом Федерального Информационного фонда "Сведения об утвержденных типах средств измерений" и предназначен для регистрации средств измерений, типы которых утверждены Росстандартом, Фонд состоит из следующих разделов:

- средства измерений, типы которых утверждены Росстандартом;

- свидетельства об утверждении типа средств измерений;

- единичные экземпляры средств измерений, типы которых утверждены Росстандартом;

- государственные центры испытаний средств измерений, аккредитованные Росстандартом.

Для каждого типа СИ в Госреестре средств измерений содержится следующая информация: наименование СИ; регистрационный номер, состоящий из порядкового номера государственной регистрации и двух последних цифр года утверждения типа; назначение СИ; страна-производитель; изготовитель и его реквизиты; наименование Государственного центра испытаний; срок действия сертификата; межповерочный интервал; методика поверки.

Порядок ведения Государственного реестра средств измерений определен правилами по метрологии ПР 50.2.011-94 "Порядок ведения Государственного реестра средств измерений".

Средства измерений до ввода в эксплуатацию, а также после ремонта подлежат первичной поверке, а в процессе эксплуатации - периодической поверке. Периодичность поверки устанавливается в документации на СИ.

Поверку средств измерений должны осуществлять аккредитованные в области обеспечения единства измерений юридические лица и индивидуальные предприниматели. В то же время Правительством Российской Федерации устанавливается перечень средств измерений, поверка которых осуществляется только аккредитованными в установленном порядке в области обеспечения единства измерений государственными региональными центрами метрологии. Перечень таких СИ установлен приказом Росстандарта от 7 ноября 2013 года N 1304 "Об утверждении Перечня типов средств измерений, поверка которых осуществляется только аккредитованными в области обеспечения единства измерений федеральными бюджетными учреждениями - государственными региональными центрами стандартизации, метрологии и испытаний, находящимися в ведении Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии и осуществляющими поверку средств измерений по регулируемым ценам" [87].

Результаты поверки средств измерений удостоверяются знаком поверки и (или) свидетельством о поверке.

9.10 Об аккредитации лабораторий, осуществляющих ПЭК

Действующим законодательством измерения в области ПЭК - то есть оценка соответствия деятельности организаций установленным для них обязательным экологическим требованиям - не относятся к областям обязательной аккредитации.

В ч. 1 ст. 1 Федерального закона от 28.12.2013 N 412-ФЗ (ред. от 23.06.2014, с изм. от 02.03.2016) "Об аккредитации в национальной системе аккредитации" [88] определена сфера действия закона в части обязательной аккредитации. Федеральным законом от 27.12.2002 N 184-ФЗ (ред. от 28.11.2015) "О техническом регулировании" [89] также не предусматривается обязательной аккредитации лабораторий, осуществляющих ПЭК.

В то же время частью 2 ст. 1 Федерального закона от 28.12.2013 N 412-ФЗ (ред. от 23.06.2014, с изм. от 02.03.2016) "Об аккредитации в национальной системе аккредитации" предусмотрена возможность добровольной аккредитации в национальной системе аккредитации юридических лиц, индивидуальных предпринимателей, выполняющих работы по оценке соответствия и обеспечению единства измерений в отношении исполнения на добровольной основе требований, исследования, испытания и измерения.

Государственными надзорными органами ведется активное внедрение требование аккредитации лабораторий, осуществляющих ПЭК, в качестве обязательного. По мнению ТРГ 38, эти требования противоречат смыслу законов о техническом регулировании и аккредитации в национальной системе аккредитации, искусственно ограничивают доступ на рынок услуг по осуществлению измерений, что ведет к росту затрат на осуществление ПЭК. При этом показать положительное влияние аккредитации на качество деятельности по ПЭК практически невозможно. Кроме того, показать формальное соответствие аккредитации критериям НДТ (наименьший уровень негативного воздействия на окружающую среду, экономическая эффективность и т.д.) также не представляется возможным. Поэтому аккредитация деятельности лабораторий в области ПЭК не является НДТ.

В то же время, можно говорить о том, что отдельные процедуры и требования, которые предъявляются для добровольной аккредитации (например, периодическое повышение квалификации персонала, контроль достоверности измерений), могут быть отнесены к методам, применяемым при осуществлении технологических процессов для снижения их негативного воздействия на окружающую среду и не требующим технического переоснащения, реконструкции объекта, оказывающего негативное воздействие на окружающую среду (п. 6 ст. 28.1 ФЗ "Об охране окружающей среды" [66]), однако в целом выполнение ПЭК аккредитованными лабораториями не является НДТ.

9.11 Правила принятия решения о соответствии контролируемого параметра нормативным требованиям

В данном разделе рассмотрены общие правила принятия решения о соответствии нормативным требованиям параметров, контролируемых в рамках ПЭК с применением процедур измерения.

Нормативные экологические требования (заданные требования в терминах ГОСТ ISO/IEC 17000-2012) [90], оценка соответствия которым является основной функцией ПЭК, как правило, выражены в виде требований следующих типов:

а) контролируемая величина A не должна превышать нормативное значение C: А  C;

б) контролируемая величина А должна быть не меньше нормативного значения С: А  С;

в) контролируемая величина А не должна выходить за пределы интервала нормативных значений, который задается в виде двух чисел - нижней С1 и верхней С2 границ интервала: С1  А  С2;

г) контролируемая величина А1 должна быть равна другой контролируемой величине А2: А1 = А2;

д) контролируемая величина А1 должна быть не меньше другой контролируемой величины А2: А1  А2;

е) контролируемая величина А1 должна быть не больше другой контролируемой величины А2: А1  А2.

На основании результатов измерений контролируемых величин необходимо сделать заключение об их соответствии или несоответствии нормативным требованиям.

При этом необходимо учитывать, что в результате измерения принципиально невозможно получить истинное значение измеряемой величины в виде одного числа. Результатом измерений является интервал значений (доверительный интервал), в пределах которого с заданной вероятностью (доверительная вероятность) находится истинное значение измеряемой величины. Поэтому результаты измерений выражаются в следующем виде:

- в случае доверительного интервала, симметричного относительно математического ожидания: А -   А А +  или А  ;

- в случае несимметричного доверительного интервала: А -   А  А + .

В связи с этим может возникать неопределенность оценки соответствия измеряемой величины нормативным требованиям, например в случае, если нормативное значение находится внутри доверительного интервала измеренной величины. Исключение такой неопределенности возможно проведением повторных измерений по более точной методике. В случае невозможности или нецелесообразности этого необходимо установить правила оценки соответствия, основанные на конституционной норме "Неустранимые сомнения в виновности лица толкуются в пользу обвиняемого" (п. 3 ст. 49 Конституции Российской Федерации). То есть при получении в результате контроля сомнительного результата и если эти сомнения не могут быть устранены, нормативное требование считается выполненным. В соответствии с указанным принципом для каждого из перечисленных выше вариантов задания нормативных требований (ограничений) к измеряемым параметрам можно сформулировать следующие правила оценки соответствия нормативным требованиям:

а) если контролируемая величина А -   А  А + должна быть не больше нормативного значения С, то контролируемая измеренная величина соответствует нормативным требованиям во всех случаях, когда нижняя (меньшая) граница доверительного интервала измеренной величины меньше или равна (не больше) нормативному значению: А -   C;

б) если контролируемая величина А -  А  А +  должна быть не меньше нормативного значения С, то контролируемая измеренная величина соответствует нормативным требованиям во всех случаях, когда верхняя (большая) граница доверительного интервала измеренной величины больше или равна (не меньше) нормативному значению: А +   С;

в) если контролируемая величина А -   А  А +  не должна выходить за пределы интервала нормативных значений, который задается в виде двух чисел - нижней С1 и верхней С2 границ интервала, то контролируемая измеренная величина соответствует нормативным требованиям во всех случаях, когда нижняя (меньшая) граница доверительного интервала измеренной величины меньше или равна нормативному значению или верхняя (большая) граница доверительного интервала измеренной величины больше или равна нормативному значению: А -   C1 или А +   С2;

г) если контролируемая величина А -   А  А +  должна быть равна другой контролируемой величине В -   В  В + , то контролируемая величина соответствует нормативным требованиям во всех случаях, когда границы доверительных интервалов измеренных величин пересекаются (имеют общие значения);

д) если контролируемая величина А -   А  А +  должна быть не больше другой контролируемой величины В -   В  В + , то контролируемая величина А соответствует нормативным требованиям во всех случаях, когда нижняя (меньшая) граница доверительного интервала величины А не больше верхней (большей) границы доверительного интервала величины В: А -   В + ;

е) если контролируемая величина А -  А  А +  должна быть не меньше другой контролируемой величины В -   В  В + , то контролируемая величина А соответствует нормативным требованиям во всех случаях, когда верхняя (большая) граница доверительного интервала величины А не меньше нижней (меньшей) границы доверительного интервала величины В: А +   В - .

9.12 НДТ организации ПЭК на КТЭУ

При планировании и осуществлении ПЭК на ТЭС и в котельных НДТ является контроль показателей, перечисленных в таблице ниже, с учетом областей, условий и ограничений их применения. Таблица включает общий перечень показателей ПЭК, без учета особенностей конкретного энергообъекта. Объем ПЭК для конкретного энергообъекта определяется перечнем экологических нормативов, установленного для него уполномоченными государственными органами. При этом учитывается, что целью ПЭК является контроль тех и только тех показателей, для которых, в соответствии с природоохранным законодательством, для данного объекта установлены нормативы или ограничения.

В таблице описан объем только ПЭК и не включает прочие виды производственного контроля, которые осуществляются на ТЭС в целях промышленной, пожарной, санитарно-эпидемиологической безопасности, технологический контроль.

Перечень включает только НДТ определения нормируемых показателей, характеризующих возможные воздействия ТЭС и котельных на окружающую среду. Для их определения, в соответствии с применяемой методикой, может быть необходимо определение (измерение или расчет) вспомогательных показателей или параметров (например, содержания кислорода, влажности, температуры и давления дымовых газов и т.д.) Определение данных вспомогательных показателей и параметров являются особенностями конкретных методик измерений или расчетов и в таблице не рассматриваются.

Периодичность контроля может быть ниже указанной в таблице 9.3, в случаях, когда технологическая установка - источник выделения выбросов или сточных вод не функционирует, находится в ремонте, резерве, на консервации.

Таблица 9.3 - НДТ организации ПЭК на КТЭУ

Номер НДТ	Контролируемый параметр	Ссылки на разделы ИТС 38 с описанием НДТ	Метод контроля	Периодичность контроля	Область, условия и ограничения применения НДТ
	Контроль соблюдения нормативов выбросов в атмосферу от стационарных источников
9.1	Масса выбросов в атмосферу аммиака (NH3) с дымовыми газами КТЭУ	9.1	Прямой инструментальный*(1)	2 раз в год	Определение массы максимальных разовых выбросов от КТЭУ при применении СКВ или СНКВ
9.2			Расчетный	1 раз в год	Определение массы валовых выбросов от КТЭУ при применении СКВ или СНКВ
9.3	Масса выбросов в атмосферу оксидов азота (NOx в пересчете на NO2) с дымовыми газами КТЭУ	9.1	Прямой инструментальный*(1), *(3), *(4)	Непрерывно	Определение массы максимальных разовых и валовых выбросов от КТЭУ, отнесенных к перечню источников, оснащаемых автоматическими средствами измерения и учета объема или массы выбросов
9.4			Прямой инструментальный*(1), *(3)	1 раз в год	Определение массы максимальных разовых выбросов за год от КТЭУ, не отнесенных к перечню источников, оснащаемых автоматическими средствами измерения и учета объема или массы выбросов
9.5			Расчетный	1 раз в год	Определение массы валовых выбросов за год от КТЭУ, не отнесенных к перечню источников, оснащаемых автоматическими средствами измерения и учета объема или массы выбросов
9.6	Масса выбросов в атмосферу закиси азота N2O с дымовыми газами КТЭУ	9.1	Прямой инструментальный*(1)	2 раз в год	Определение массы максимальных разовых выбросов от котлов с циркулирующим кипящим слоем
9.7			Расчетный	1 раз в год	Определение массы валовых выбросов N2O от котлов с циркулирующим кипящим слоем
9.8	Масса выбросов в атмосферу сернистого ангидрида (SO2) с дымовыми газами КТЭУ	9.1	Прямой инструментальный*(1), *(2), *(3), *(4)	Непрерывно	Определение массы максимальных разовых и валовых выбросов от КТЭУ, сжигающих твердое и (или) жидкое топливо, и отнесенных к перечню источников, оснащаемых автоматическими средствами измерения и учета объема или массы выбросов
9.9			Прямой инструментальный*(1), *(2)	1 раз в год	Определение массы максимальных разовых и валовых выбросов от КТЭУ, сжигающих твердое и (или) жидкое топливо, и не отнесенных к перечню источников, оснащаемых автоматическими средствами измерения и учета объема или массы выбросов
9.10			Расчетный	1 раз в год	Определение массы валовых выбросов от КТЭУ, сжигающих твердое и (или) жидкое топливо, и не отнесенных к перечню источников, оснащаемых автоматическими средствами измерения и учета объема или массы выбросов
9.11	Масса выбросов в атмосферу угарного газа (СО) с дымовыми газами КТЭУ	9.1	Прямой инструментальный*(1), *(3), *(4)	Непрерывно	Определение массы максимальных разовых и валовых выбросов от КТЭУ, отнесенных к перечню источников, оснащаемых автоматическими средствами измерения и учета объема или массы выбросов
9.12			Прямой инструментальный*(1)	1 раз в год	Определение массы максимальных разовых выбросов за год от КТЭУ, не отнесенных к перечню источников, оснащаемых автоматическими средствами измерения и учета объема или массы выбросов
9.13			Расчетный	1 раз в год	Определение массы валовых выбросов за год от КТЭУ, не отнесенных к перечню источников, оснащаемых автоматическими средствами измерения и учета объема или массы выбросов
9.14	Масса выбросов в атмосферу твердых частиц с дымовыми газами КТЭУ	9.1	Прямой инструментальный*(1), *(3), *(4)	Непрерывно	Определение массы максимальных разовых и валовых выбросов твердых частиц от КТЭУ, сжигающих твердое и жидкое топливо и отнесенных к перечню источников, оснащаемых автоматическими средствами измерения и учета объема или массы выбросов
9.15			Прямой инструментальный*(1)	1 раз в год	Определение массы максимальных разовых выбросов твердых частиц за год от КТЭУ, сжигающих твердое и жидкое топливо и не отнесенных к перечню источников, оснащаемых автоматическими средствами измерения и учета объема или массы выбросов
9.16			Расчетный	1 раз в год	Определение массы максимальных разовых и валовых выбросов твердых частиц за год от КТЭУ, сжигающих твердое и жидкое топливо и не отнесенных к перечню источников, оснащаемых автоматическими средствами измерения и учета объема или массы выбросов
9.17	Масса выбросов в атмосферу твердых частиц от угольных складов	9.1	Расчетный	1 раз в год
9.18	Масса выбросов в атмосферу твердых частиц от золошлакоотвалов	9.1	Расчетный	1 раз в год
Контроль соблюдения лимитов и нормативов водопользования
9.19	Расход воды, забираемой из поверхностных и подземных водных объектов	9.5	Прямой инструментальный	Непрерывно	За исключением забора прямоточными системами техводоснабжения
9.20	Расход воды, получаемой от других предприятий	9.5	В соответствии с условиями договора водоснабжения	В соответствии с условиями договора водоснабжения
9.21	Расход воды в системах прямоточного водоснабжения	9.5	Косвенные измерения, например, по паспортным характеристикам и числу часов работы насосного оборудования, нормам водопотребления (водоотведения) потреблению насосами электроэнергии и т.п.	1 раз в квартал
9.22	Расход воды в системах оборотного технического водоснабжения систем охлаждения, гидрозолоудаления	9.5	Косвенные измерения, например, по паспортным характеристикам и числу часов работы насосного оборудования, нормам водопотребления (водоотведения) потреблению насосами электроэнергии и т.п.	1 раз в квартал
9.23	Расход воды в системах повторно-последовательного водоснабжения	9.5	Косвенные измерения, например, по паспортным характеристикам и числу часов работы насосного оборудования, нормам водопотребления (водоотведения) потреблению насосами электроэнергии и т.п.	1 раз в квартал
9.24	Расход воды, передаваемой сторонним организациям без использования	9.5	В соответствии с условиями договора водоснабжения	В соответствии с условиями договора водоснабжения
9.25	Расход воды, передаваемой сторонним организациям после использования	9.5	В соответствии с условиями договора водоснабжения	В соответствии с условиями договора водоснабжения
9.26	Расход сточных вод, отводимых в водные объекты	9.5	Прямой инструментальный	Непрерывно
9.27			Косвенные измерения, например, по паспортным характеристикам и числу часов работы насосного оборудования, нормам водопотребления (водоотведения) потреблению насосами электроэнергии и т.п.	1 раз в квартал
9.28			Расчетные методы, например, на основе водного баланса объекта	1 раз в квартал
9.29	Расход сточных вод, отводимых в централизованные системы водоотведения	9.5	В соответствии с условиями договора водоотведения	В соответствии с условиями договора водоотведения
	Контроль соблюдения нормативов качества сточных вод*(5)
9.30	Температура	9.6	Прямой инструментальный	Непрерывно	Для выпусков теплообменных вод прямоточных систем охлаждения и продувочных вод оборотных систем охлаждения
9.31	Водородный показатель рН	9.6	Прямой инструментальный	1 раз в 3 месяца	Для выпусков продувочных вод оборотных систем охлаждения и сточных вод от ВПУ, сточных вод от консервации и химических очисток оборудования, сточных вод систем ГЗУ, вод от обмывок РВП и КПН
9.32	Нефтепродукты	9.6	Прямой инструментальный	1 раз в 3 месяца	Для выпусков: - теплообменных вод прямоточных систем охлаждения и продувочных вод оборотных систем охлаждения при охлаждении маслонаполненного оборудования; - сточных вод хозяйств жидких топлив, маслохозяйств, дренажные воды производственных помещений, в которых хранятся или применяются нефтепродукты; - поверхностного стока с территории промплощадки.
9.33	Взвешенные вещества	8.6	Прямой инструментальный	1 раз в 3 месяца	Для выпусков: - продувочных вод оборотных систем охлаждения; - сточных вод хозяйств жидких топлив, маслохозяйств, дренажные воды производственных помещений, в которых хранятся или применяются нефтепродукты; - поверхностного стока с территории промплощадки; - сточных вод от консервации и химических очисток оборудования; - дренажных вод подземных сооружений, систем понижения уровня грунтовых вод; - сточных вод систем гидрозолоудаления; - сточных вод водоподготовительных установок; вод от обмывок РВП и КПН; - бытовых стоков.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Здесь и далее по тексту вместо слов "8.6, 8.7 и 8.8" следует читать "9.6, 9.7 и 9.8"

9.34	БПК	8.6	Прямой инструментальный	1 раз в 3 месяца	Для выпусков: - поверхностного стока с территории промплощадки; - бытовых стоков.
9.35	Сухой остаток	8.6	Прямой инструментальный	1 раз в 3 месяца	Для выпусков: - продувочных вод оборотных систем охлаждения; - сточных вод от консервации и химических очисток оборудования; - дренажных вод подземных сооружений, систем понижения уровня грунтовых вод; - сточных вод систем гидрозолоудаления; - сточных вод водоподготовительных установок.
9.36	Хлориды (Сl-)	8.6	Прямой инструментальный	1 раз в 3 месяца	Для сточных вод от ВПУ при использовании в технологическом процессе водоподготовки хлорида натрия и (или) соляной кислоты
9.37	Сульфаты (SO2-4)	8.6	Прямой инструментальный	1 раз в 3 месяца	Для сточных вод от ВПУ при использовании в технологическом процессе водоподготовки сернокислого железа и (или) серной кислоты
9.38	Железо (Fe3+)	8.6	Прямой инструментальный	1 раз в 3 месяца	Для сточных вод от ВПУ при использовании в технологическом процессе водоподготовки в качестве коагулянта соединений железа
9.39	Алюминий (Аl3+)	8.6	Прямой инструментальный	1 раз в 3 месяца	Для сточных вод от ВПУ при использовании в технологическом процессе водоподготовки в качестве коагулянта соединений алюминия
9.40	Токсичность	8.6	Прямой инструментальный	1 раз в 3 месяца	Для выпусков: - продувочных вод оборотных систем охлаждения при постоянном введении биоцидов в циркуляционную или подпиточную воду; - сточных вод от консервации и химических очисток оборудования, вод от обмывок РВП и КПН.
9.41	Контроль соблюдения нормативов образования и размещения отходов		Инструментальные или расчетные методы. Предпочтительны расчетные балансовые методы
Контроль воздействий на подземные воды
9.42	Нефтепродукты	8.7	Прямой инструментальный	2 раза в год	В местах размещения маслонаполненного оборудования, маслохозяйств, мазутных хозяйств
9.43	рН	8.7	Прямой инструментальный	2 раза в год	Вблизи мест размещения золошлакоотвалов, угольных складов, шламоотвалов, складов кислот, щелочей
9.44	Сульфаты (SO2-4)	8.7	Прямой инструментальный	2 раза в год	Вблизи мест размещения золошлакоотвалов, угольных складов, шламоотвалов, складов серной кислоты
Контроль воздействий на почвы
9.45	Содержание в почве 2-3-х веществ, характерных для используемых углей и их зол	8.8	Прямой инструментальный	1 раз в год	На границах промплощадки или СЗЗ
Примечания: *(1) Определение расхода дымовых газов возможно как инструментальными измерениями, так и расчетными методами на основе расхода топлива. *(2) В качестве альтернативы непрерывному или периодическому измерению выбросов сернистого ангидрида для КТЭУ, сжигающих твердые и (или) жидкие топлива с известным содержанием серы и в которых не применяются системы десульфуризации (сероочистки) уходящих газов, для определения выбросов SO2 могут применяться расчетные методики, основанные на расходах топлива и содержании в нем серы. *(3) Для КТЭУ, эксплуатируемых менее 2000 часов в год, непрерывный инструментальный контроль не является НДТ. Для определения валовых выбросов от таких КТЭУ применяются периодический инструментальный контроль и расчетные методы. *(4) Непрерывный контроль выбросов загрязняющих веществ в атмосферу посредством автоматических средств измерения и учета объема или массы выбросов может осуществляться на источниках выделения (КТЭУ) или на источниках выбросов (дымовых трубах). *(5) НДТ N 9.30 - 9.40 применяются только для нормируемых выпусков сточных вод в водные объекты и в централизованные сети водоотведения.