|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Пояснювальна записка. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Компания ВР обнародовала 56-е издание ежегодного обзора мировой энергетики. Главный вывод — в 2006 г. замедлилось мировое потребление первичной энергии при сохранении высоких темпов экономического роста. Игорь Прокофьев, заместитель директора Российского института стратегических исследований Природный газ. В 2006 г. мировые запасы природного газа достигли 181,5 трлн м3. Прирост в 1,3 трлн м3 оказался недостаточным, чтобы приостановить тенденцию последних шести лет на снижение обеспеченности запасами, которая сократилась до 63 лет. Большую часть прироста запасов обеспечили страны Ближнего Востока, их доля в мировых запасах газа достигла 40,5%. Весьма хорошая динамика, учитывая, что в 1996 г. доля региона равнялась 33,3%, а в 1986 г. — 28%. На втором месте находятся страны Европы и Евразии. За год их доля снизилась на 0,4%, до 35,3%. В наибольшей степени на снижение запасов повлияли Нидерланды и Норвегия, а также ряд более мелких европейских производителей — Германия, Италия, Польша. Доли других регионов заметно ниже: Северная Америка — 4,4%, Африка — 7,8%, АТР — 8,2%, Центральная и Южная Америка — 3,8%. Сопоставление региональной структуры запасов природного газа и его производства указывает на их слабую корреляцию, что наиболее заметно на примере Северной Америки, на которую приходится 26,5% мирового производства природного газа и 4,4% запасов, и Ближнего Востока, 11,7% мирового производства и 40,5% запасов. Лидируют по объемам производства природного газа страны Европы и Евразии, они обеспечивают 37,3% мировой добычи газа, из них 21,3% у России. На страны АТР приходится 13,1% мирового производства газа, на Африку — 6,3%, на Центральную и Южную Америку — 5%. В 2006 г. мировое производство природного газа выросло на 3%, достигнув 2865 млрд. м3. Наиболее высокие темпы роста производства газа продемонстрировала Африка (9,5%), а у таких стран, как Алжир, Египет и Ливия, прирост составил 25—30%. Добыча газа на Ближнем Востоке увеличилась на 5,8% (у Омана — на 27%), в странах Центральной и Южной Америки на 4,7% (Тринидад и Тобаго — на 15,6%), в АТР — на 4% (Китай — 17,2%). У стран Европы и Евразии минимальный прирост в 1,2%. Обращает на себя внимание сокращение добычи газа в Италии и особенно Великобритании — на 8—10% в год. Мировое потребление природного газа в прошедшем году достигло 2851 млрд. м3, рост за год составил 2,5% и был выше, чем у нефти. Региональная динамика потребления природного газа и нефти достаточно похожа, регионы с преобладанием индустриальных стран имели минимальные темпы роста, развивающиеся страны — максимальные. Так, страны Южной и Центральной Америки увеличили потребление природного газа на 3,9%, Африка — на 5,5%, Ближний Восток — на 4,5%. У стран АТР прирост составил 6,5%, причем у Китая — 21,3%. У США потребление природного газа снизилось на 1,7%, но у Канады и Мексики выросло соответственно на 5,7 и 13,6%, в итоге потребление природного газа в Северной Америке изменилось всего на 0,1%. В странах Европы и Евразии отмечен умеренный рост суммарного потребления газа, который составил 1,9%. Россия, крупнейший региональный потребитель газа, показала рост в 6,7%. Высокую динамику роста, от 13,5% до 16% в 2006 г., продемонстрировали Греция, Ирландия, Турция и Туркмения. Однако для большинства европейских стран был характерен небольшой спад в потреблении, среди них Франция (1,5%), Румыния (1,7%), Италия (2,1%), Нидерланды (3%). Более заметное снижение потребления газа было у Австрии (6%), Великобритании (4,5%), Венгрии (4,9%), Украины (8,8%), Словакии (16%). Объемы мировой торговли природным газом оцениваются, без учета поставок внутри бывшего СССР, в 748 млрд. м3, и они обеспечивают примерно ј часть мирового потребления этого вида топлива. Из этого объема 537 млрд приходится на трубопроводный газ и 211 млрд на сжиженный (СПГ). В 2006 г. темпы роста мировой торговли СПГ были заметно выше, чем у трубопроводного газа, прирост составил соответственно 22 и 5 млрд кубометров. Крупнейшие экспортеры трубопроводного газа: Россия — 152 млрд м3, Канада — 100 млрд., Норвегия — 84 млрд., Нидерланды — 49 млрд, Алжир — 37 млрд. Крупнейшие импортеры трубопроводного газа: США — 100 млрд м3, Германия — 91 млрд., Италия — 74 млрд, Франция — 36 млрд, Турция — 25 млрд, а также Бельгия и Нидерланды, по 18 млрд кубометров. Среди указанных в обзоре ВР семнадцати стран — покупателей СПГ доминирующие позиции занимают Япония (82 млрд м3) и Корея (34 млрд), они же обеспечили почти половину прироста мирового импорта СПГ. Крупные закупки СПГ также осуществляли Испания (25 млрд м3), Франция (14 млрд) и США (17 млрд). В 2006 г. экспорт СПГ в объемах выше 1 млрд м3 осуществляли 13 стран. Крупнейшие среди них — Катар (31 млрд м3), Индонезия (30 млрд), Малайзия (28 млрд), Алжир (25 млрд), Австралия (18 млрд), Нигерия (18 млрд) и Тринидад и Тобаго (16 млрд). За год в наибольшей степени экспорт СПГ увеличили Египет (9 млрд м3), Нигерия (5,5 млрд м3), Катар (4 млрд м3), Австралия (3,2 млрд м3), Оман и Тринидад и Тобаго (по 2,2 млрд м3). В 2006 г. средняя цена (cif*) СПГ в Японии выросла на 18%. Цена (cif) трубопроводного газа в ЕС выросла почти на 40%, а в США снизилась на 23%. Уголь. Мировые запасы угля на конец 2006 г. составляли 909,1 млрд т. Из них на антрацит и каменный уголь приходится 478,8 млрд т, на полубитуминозный и бурые угли — 430,3 млрд т. По сравнению с 2005 г. нет изменений в объемах и структуре мировых запасов угля, однако увеличение его потребления привело к снижению обеспеченности запасами со 155 лет до 147. Региональная структура мировых запасов угля выглядит следующим образом: Северная Америка — 28% мировых, из них 27,1% у США; Европа и Евразия — 31,6%, из них 17,3% у России; АТР — 32,7%, из них 12,6% у Китая, 10,2% у Индии и 8,6% у Австралии; Африка — 5,6%, Южная и Центральная Америка — 2,2%. Запасы угля на Ближнем Востоке незначительны. По регионам мира уголь распределен более равномерно, чем нефть или природный газ, но локализован по странам. Две страны, США и Россия, контролируют почти 45% мировых запасов угля, а пять стран, США, Россия, Китай, Индия и Австралия — свыше 75%. В 2006 г. мировое потребление угля выросло на 4,5% и составило 3090 млн т н.э. Крупнейшим потребителем являются страны АТР и особенно Китай. Их доли в мировом потреблении угля равны 58 и 38,6%. В АТР имеется достаточно большая группа стран, которые за прошедший год заметно увеличили потребление этого вида топлива. В их числе Индонезия (17,8%), Филиппины (11), Таиланд (10), Новая Зеландия (6,6). У крупнейших потребителей угля — Китая и Индии рост составил 8,7 и 7,1%. В целом по АТР потребление увеличилось на 7%. На Северную Америку приходится 19,8% мирового потребления угля. Из них 18,4% у США, которые за год сократили потребление на 1,2%. Канада и Мексика, напротив, увеличили потребление угля на 7,6 и 3%. Европа и Евразия с долей в 17,9% находятся на третьем месте, но с большим отрывом от других регионов. Среди стран с долей свыше 1% от мирового потребления угля отметим рост в Великобритании, Казахстане и Украине соответственно на 10; 9 и 6%. Среди стран с небольшими объемами потребления угля резкий рост в Дании и Финляндии, на 50 и 68%. Однако большинство стран региона стабилизировали или снизили потребление угля, и в целом его прирост в регионе был в 1,5 раза ниже мирового, 3,1%. За исключением ЮАР (доля 3% от мирового), объемы потребления угля в странах других регионов крайне низкие и в сумме ниже 1,5% мирового потребления. В 2006 г. динамика цен на уголь была разновекторной: в Европе отмечен рост на 4,5%, в США — снижение на 10%, в Японии цена энергетического угля практически не изменилась, но в итоге произошло сближение цен на трех крупнейших торговых площадках. Приведенные в обзоре ВР данные о средней цене угля в Европе, США и Японии различаются между собой менее чем на 1,5% и составляют около 63 долл. за тонну. Атомная энергия. В 2006 г. мировое потребление атомной энергии (АЭ), оцениваемое через электроэнергию от АЭС, выросло на 1,4% и составило 636 млн т н.э. Применительно к атомной энергии более целесообразно говорить о группах стран. На США и Канаду приходится 1/3 мирового потребления АЭ. Доля Франции составляет 16,1%, а в целом на европейские страны приходится свыше 36% мирового потребления АЭ. Доля стран бывшего СССР оценивается в 9,2%, из которых 5,6% у России. Доля Японии составляет 10,8% и Южной Кореи 5,3% мирового потребления АЭ. Гидроэнергия. Мировое потребление гидроэлектроэнергии увеличилось на 3,2% и составило 3040 млрд кВт•ч, или 688 млн т н.э. Региональная структура включает четыре основных региона потребления гидроэлектроэнергии с достаточно близкими долями: Европа и Евразия (26,8%), АТР (25,9%), Северная Америка (22,1%), Южная и Центральная Америка (21,5%). Доля Ближнего Востока менее 1%, а Африки — 3%. Оценивая динамику развития гидроэнергетики последних десяти лет, отметим, что США и Европа вышли на весьма стабильный уровень потребления гидроэлектроэнергии, причем показатель 2006 г. был на 5—8 % ниже максимального уровня. Напротив, страны АТР, Южной и Центральной Америки стабильно развивались, причем у АТР динамика выше. В 1996 г. оба региона имели одинаковое потребление гидроэлектроэнергии в 487 млрд кВт•ч, а в 2006 г. АТР вышел на показатель в 789 млрд кВт•ч против 653 млрд у стран Южной и Центральной Америки. Итоги 2006 г. не противоречат отмеченной динамике: у АТР рост потребления составил 7,5%, у стран Южной и Центральной Америки — 5,3%, у Северной Америки — 1,9%, в Европе и Евразии спад на 1,3%. Подводя итог развития мировой энергетики в 2006 г., ВР отмечает, что под влиянием сохраняющегося высокого уровня цен на энергоносители страны — импортеры энергии сокращали ее потребление, а страны-экспортеры продолжали увеличивать.
до Закону України “Про комбіноване виробництво теплової та електричної енергії та використання скидного енергопотенціалу” Висока ефективність комбінованого виробництва теплоти та електроенергії (стисло – когенерації) добре відома з практики експлуатації традиційних ТЕЦ, які є одним з технічних рішень технології когенерації. З успішним розвитком газотурбінних та газопоршневих двигунів як приводів електрогенераторів, з’явилася можливість впровадження інших технічних рішень в когенераційних технологіях з коефіцієнтом використання палива 60-80 %. Усі джерела інформації вказують на суттєві технічні, економічні, екологічні та соціальні переваги когенерації порівняно з роздільним виробництвом теплової та електричної енергії. Крім того, в умовах ринку децентралізація генеруючих станцій збільшує енергетичну безпеку регіонів і окремих підприємств, посилює конкурентні відносини в електроенергетиці. Згідно з Кіотським Протоколом 1997 р. Уряди промислово розвинутих країн взяли на себе зобов’язання по скороченню викидів парникових (СО2) та шкідливих (NOx; SO2) газів в довкілля. Найліпшим засобом досягнення цієї мети є когенерація, тому у багатьох країнах розвиток та впровадження когенераційних технологій при генеруванні електроенергії регулюються на державному рівні. Грунтуючись на викладених поглядах, запропоновано створення в Україні нового альтернативного сектору електроенергетики на базі широкомасштабного використання когенераційних технологій і підходу в їх реалізації. В зв’язку з цим пропонується Законопроект “Про комбіноване виробництво теплової та електричної енергії та використання скидного енергопотенціалу”, при створенні якого враховано досвід по стимулюванню на законодавчій основі розвитку когенерації в промислово-розвинених країнах світу. Комбіноване виробництво теплової і електричної енергії дозволяє суттєво, до 20-30 %, зменшити витрати палива в порівнянні з їх роздільним виробництвом. Якщо за допомогою когенераційних потужностей компенсувати відпрацьовані потужності теплових електростанцій, то на кожній 1000 МВт можна економити понад 1,5 млн. т у.п. на рік. Комбіноване виробництво теплової і електричної енергії дозволяє зменшити викиди парникових газів (СО2) до 500 кг на кожну МВт.год. виробленої електроенергії. На ту ж 1000 МВт когенераційних потужностей це дає зменшення викидів біля 5 млн. тон на рік. Для України запропоновано іноваційний напрямок розвитку когенерації, а саме – перетворення існуючих теплогенеруючих потужностей в когенераційні шляхом надбудови електрогенеруючими установками (з газотурбінними і газопоршневими двигунами) діючих котлів і промислових печей, в яких спалюється на безальтернативній основі природний газ. Для реалізації цього напрямку когенерації практично не потрібно збільшувати витрати природного газу в порівнянні з тим, що вже є. При цьому можливо створити до 50 % електрогенеруючих когенераційних потужностей по відношенню до базових теплогенеруючих. Другою особливістю запропонованого напрямку когенерації є те, що немає проблем з використанням теплової енергії, що виробляється, тому що теплота є базовим продуктом когенераційної установки на відміну від західних технологій, в яких базовим продуктом є електроенергія. І, нарешті, в запропонованих когенераційних установках процес можна проводити з допалюванням палива в тракті утилізації для забезпечення режимних параметрів базової технології, що в свою чергу, дозволяє забезпечити максимально можливу ефективність використання палива (90-92 %), а також зменшити на 30-50 % викиди окрім парникових газів, це й шкідливих (СО, NOx). Для держави реалізація когенераційних технологій означає: 1) паралельну модернізацію теплогенеруючого обладнання; 2) зменшення втрат енергії в мережах, тому що когенераційні установки споруджуються на місцях споживання електричної енергії; 3) вирішення проблеми (хоча б часткове) створення дефіцитних маневрових потужностей, тому що КУ може працювати в “піковому” режимі; 4) вирішення деяких соціальних проблем, таких як створення нових робочих місць, завантаження підприємств енергетичного машинобудування, розвиток науково-дослідних робіт, можливість зменшення тарифів на теплоту і електроенергію, тощо. Для інвесторів вельми привабливими показниками когенераційних установок являються: 1) мінімальні для енергетики питомі витрати на будівництво КУ – 300-600 дол. США/кВте; 2) терміни будівництва не перевищують 1-1,5 років; 3) термін самоокупності спорудження КУ складає від 2 до 4 років. Сферами впровадження когенераційних технологій є: 1) комунальне теплопостачання, де можуть застосовуватися електроустановки одиничною потужністю від 100 кВт до 10 МВт; потенціал складає біля 6 тис. МВт когенераційних електрогенеруючих потужностей; 2) промислова теплоенергетика, де одиночні потужності можуть досягати 25-30 МВт; потенціал цієї сфери складає біля 8 тис. МВт; 3) газотранспортна система країни (використання скидного енергопотенціалу); потенційні можливості – біля 2 тис. МВт електрогенеруючих потужностей; 4) агропромисловий комплекс – в енергетичних біотехнологіях; потенціал – не менше 1-2 тис. МВт; 5) комерційний та соціальний сектори (військові об’єкти, медичні, навчальні та спортивні комплекси, тощо); 6) модернізація існуючих КЕС на базі застосування когенераційних технологій. В країні виробляється основне обладнання необхідне для реалізації когенераційних проектів: газові турбіни (підприємства Миколаєва, Харкова, Запоріжжя), газопоршневі двигуни (м. Первомайськ, Харків, Токмак), електрогенератори (м. Харків, Нова Каховка), тощо. Зазначимо, що в порівнянні з існуючими ТЕЦ когенераційні технології, що почали втілюватися в Україні, мають літню ефективність таку, яку мають ТЕЦ взимку - 0,75-0,8. Метою запропонованого Законопроекту “Про комбіноване виробництво теплової і електричної енергії та використання скидного енергопотенціалу” є забезпечення державної підтримки на законодавчому рівні когенераційних технологій при їх впровадженні в енергетику України, яка б з одної сторони стимулювала приплив інвестицій в когенерацію і гарантувала повернення капіталовкладень, а з другої сторони врегульовувала б взаємовідносини нових виробників енергії з існуючими енергетичними структурами і енергоринком. В Законі наведено визначення відповідних термінів в когенерації та типів когенераційних установок, а також умов, за яких ці установки визначаються як кваліфіковані і на які поширюється дія цього Закону. Всі інші терміни вживаються відповідно визначенням, що наведені в Законі України “Про електроенергетику”. Стимулювання розвитку в Україні високоефективної і екологічно безпечної когенераційної технології забезпечується в Законі статтею 4, якою передбачається при встановленні НКРЕ тарифів на продаж електроенергії, що виробляється ККУ, врахування норми прибутку на вкладені інвестиції у розмірі 22 % річних. Цей показник розрахований за умови, щоб термін повернення кредитів на спорудження когенераційної установки не перевищував 4,5 років. Більший термін окупності є непривабливим для інвесторів. Для стимулювання розвитку когенерації в сфері комунального теплопостачання в Законі передбачена стаття 6, якою за умов спорудження когенераційної установки на базі існуючих котелень комунального теплопостачання і забезпечення встановлених обсягів теплопостачання, гарантується збереження котельнею статусу підприємства комунального теплопостачання. Це означає збереження ціни на природний газ для ККУ на рівні цін на паливо, що закуповувалось для базової котельні. Така норма не може бути обтяжливою для економіки, тому що когенерація – є ресурсозберігаючою технологією і в масштабах держави забезпечує економію палива. Норма Закону, що визначається статтею 7, забезпечує стимулювання створення в країні на базі когенераційних технологій вкрай дефіцитних маневрових потужностей. Тепер стосовно взаємовідносин між виробниками когенераційної електроенергії і енергопостачальними підприємствами. В Правилах користування електричною енергією, затверджених HКPE (Постанова № 928), регулюються відносини вказаних підприємств тільки зі споживачами електричної енергії, тому тільки в такому аспекті розглядаються номенклатура і терміни видачі технічних умов на їх приєднання до електромереж. Статтею 5 Закону ці положення Правил поширюються і на приєднання до мереж електрогенеруючих когенераційних установок. При цьому термін видачі технічних умов на приєднання збільшено до 3-х місяців, враховуючи специфіку таких генеруючих установок. Цією ж статтею визначається також, що у випадку необхідності реконструкції чи модернізації мережі або ж розподільчого обладнання енергопостачального підприємства для підключення ККУ, обгрунтованість обсягів та вартість такої модернізації за вимогою власника ККУ повинна бути визначена експертизою центрального органу виконавчої влади, до повноважень якого належить проведення технічної політики в електроенергетиці. Цією статтею обмежується волюнтаризм при вирішенні спірних питань приєднання ККУ до мережі, що, як показує накопичений досвід, ще має місце в реальних умовах сьогодення. Введення в дію цього Закону не потребує від Держави фінансових витрат, і тому він може вступити в дію відразу після його прийняття. Прийняття Закону “Про комбіноване виробництво теплової та електричної енергії та використання скидного енергопотенціалу” поставить Україну в ряд держав, що на законодавчому рівні піклується і підтримує розвиток когенерації, як однієї з найбільш ефективних і прогресивних енергетичних технологій сьогодення, розширить сферу підприємницької діяльності в цій галузі енергетики і забезпечить приплив інвестицій. Народний депутат України П. Сабашук Вывоз мусора приспособлены и утилизация отходов Предоставляемые услуги. По. Теплокоммунэнерго увеличили задо. Экономия тепловой энергии. Ооо. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
