Стоимость проекта газификации частного дома

Газификация частного дома — это огромная проблема. Нерешаемых проблем не бывает, но газификация всегда вызывала ужас у застройщика, и даже не так с точки зрения стоимости оборудования и коммуникаций, как с огромной волокитой и тоннами бумаг, которые нужно заполнить, разнести по инстанциям, утвердить, причем неоднократно. Все же, одной из основных статей расхода на проведение газификации являются проектные работы. О некоторых нюансах, связанных с этой проблемой, мы и поговорим сегодня.

Содержание:

1. Сколько стоит проект газификации
2. Документальная часть и технические условия
3. Проектные работы по газификации
4. Строительно-монтажные работы

Сколько стоит проект газификации

В общих чертах проект газификации, если рассматривать его в идеальных эталонных условиях, стоит недорого. Вот примерная стоимость проекта газификации частного дома по центральному региону от частных компаний. Цены могут быть несколько отличными, в зависимости от уровня предоставляемых услуг, но об этом мы поговорим позже.

Это то, что касается проекта, а если говорить о ценах на физическую газификацию, то картина представляется несколько другой. Очень много факторов влияют на цену, но из таблицы с картинками, приведенной ниже, некоторые моменты начинают проясняться.
Как видим, цена на полную газификацию очень сильно зависит от объема помещения, его планировки, количества потребителей и еще нескольких факторов. Теперь попробуем разобраться более подробно.

Документальная часть и технические условия

Установка и подключение газового оборудования, это только самый последний и самый приятный из этапов газификации дома. Государство, как известно, имеет монопольные права на природные ресурсы и энергоносителями, поэтому может делать все, что захочет. На поставках газа в частные дома кормится несметный легион дармоедов, которых не кормить мы просто не можем, иначе останемся без газа. Все начинается с того, что на газификацию нужно получить технические условия.

В принципе, ТУ выдаются бесплатно (по закону) и в течение 10 дней. Но зная некоторые особенности, расслабляться нам не дадут даже на этой «бесплатной» фазе газификации. Технические условия представляют собой документ, который дает право на подключение к близлежащему магистральному газопроводу. Выдавая ТУ, организация по умолчанию подтверждает свои обязанности обеспечивать бесперебойное газоснабжение, поддерживая необходимое давление в системе. Перед тем, как приступать к получению ТУ, стоит определиться с газовым оборудованием, которое будет в доме.

Проектные работы по газификации

Работа над проектом газификации проводится только в том случае, если получены ТУ. Компания, которая проводит проектные работы, в обязательном порядке должна иметь лицензию на проектные и сметные работы, а владелец должен предоставить все необходимые документы. Перечислять их смысла не имеет, поскольку в каждом из регионов могут быть свои особенности, но документы должны быть практически все.

В процессе проектировочных работ будет предпринят неоднократный выезд на объект для согласования деталей и для уточнения марок газового оборудования и его характеристик. Если будет такая необходимость, будут проведены дополнительные замеры непосредственно на участке и в присутствии домовладельца.

Строительно-монтажные работы

Перед тем, как приступить к строительно-монтажным работам, потребитель, как правило, уже оставляет в инстанциях около 30% бюджета на газификацию, имея на руках только бумаги. Вот они:

1.  Технические условия.
2. Разработанный проект.
3. Утверждение проекта и допуски.
4. Массу согласительных бумаг.

Практика показывает, что все бумажные вопросы занимают не менее 4-7 месяцев, и только после этого можно приступать к монтажным работам. Для этих работ тоже есть определенные допуски, определенные организации, которые их имеют, и как правило, особенного выбора потребителю не оставляют. Систематизировать расходы на этом этапе очень сложно, поскольку в каждом из регионов есть свои особенности, но из бюджета на полную газификацию придется отдать на оформление не менее 30%.

Что касается стоимости оборудования на газификацию дома, то здесь ситуация более гибкая, и в этом случае мы можем выбирать такое оборудование, которое устроит нас и условия определенного дома. В среднем, для отопления частного дома от 200 до 300 м² можно подобрать газовый котел для отопления и горячего водоснабжения до 800 евро.

Это средняя цена, хотя можно найти модели, цена которых переваливает и за тысячу. Здесь самое главное — не спешить и побольше консультироваться не только у продавцов, но и у пользователей.

Практика показывает, что при самых благоприятных условиях и при наличии определенных средств, весь процесс, от начала составления документации до сдачи объекта в эксплуатацию может пройти как за 3-5 месяцев, так затянуться и на год. Поэтому мы искренне желаем всем газифицироваться поскорее, подешевле и как можно качественнее.

Разработка проекта газификации частного дома в Санкт-Петербурге и Л.О.

Для организации газового отопления в доме, необходимо разработать проект газификации дома.

Первый шаг в создании проекта газоснабжения — это получение технических условий на подключение к газу. О технических условиях можно прочитать здесь.

С заказчиком согласовывается трассировка газопровода по участку.
Чтобы разработать проект подключения газа, нужно произвести ниже перечисленный комплекс работ и учесть ряд критериев.

1. Требования к помещению для установки газового оборудования:

• — Объем помещения не менее 15 м³.
• — Высота потолка не менее 220 см.
• — Площадь остекления 0,03 от объема помещения.
• — Наличие естественной приточно-вытяжной вентиляции.

Важно! В случае расположения объекта котельной в цокольном или подвальном помещении необходима установка автоматики безопасности на газопроводе (монтаж электромагнитного клапана с датчиками загазованности).

2. Сбор исходных данных для проектирования:

• — Технические условия.
• — Топографическая съемка для проектирования М 1:500.
• — Паспорта на техническое оборудование (плита, котел и т.д.).
• — Выбор трассы прокладки газопровода (способы прокладки наружного газопровода – наземный или подземный).

3. Разработка проектной документации (ГСН, ГСВ).

Проект газоснабжения дома должен состоять из двух разделов, проект наружного газопровода (ГСН) и проект внутреннего газопровода (ГСВ).

4. Согласование проектной документации с заказчиком и газораспределительной организации.

Проектно-сметный отдел компании «СЕВЕРГАЗ» подготовит проект газоснабжения в строгом соответствии с установленными требованиями и нормами, договоренностями.

После утверждения данного проекта разрешается осуществлять строительство системы газопровода.

Проектирование газоснабжения в Самаре и Тольятти, стоимость проекта газификации частного дома, промышленного предприятия

Без газа невозможно представить комфортную жизнь современного человека. Системы газоснабжения успешно функционируют как в частном секторе городов, так и в поселках с подключенными газовыми магистралями. В число газифицируемых объектов входят жилые дома, а также промышленные, коммерческие и производственные площади.

По своей популярности среди энергоносителей газ занимает второе место сразу после электричества. Однако в отличие от электропроводки монтаж системы газоснабжения представляет собой гораздо более сложный и трудоемкий технологический процесс.

Важно! Осуществлять газификацию должны только квалифицированные специалисты со всеми необходимыми допусками. В противном случае вы не сможете утвердить исполнительно-техническую документацию в разрешающих инстанциях, даже если проект газификации будет составлен без ошибок и нарушений правил.

Проектирование систем газоснабжения

Компания SUPER ГАЗ осуществляет профессиональное проектирование систем газоснабжения. Также при необходимости мы можем провести прокладку газопровода по готовому проекту. Газификацией занимаются квалифицированные специалисты с большим опытом монтажных работ.

Мы работаем как с крупными заказчиками (промышленные предприятия, строительные компании), так и с частными лицами, которым, как правило, требуется индивидуальный проект газификации частного дома. География деятельности SUPER ГАЗ практически не ограничена. Мы можем провести газоснабжение многоквартирного дома в черте города и осуществить полную газификацию поселка. Наиболее масштабными проектами в нашей работе является газоснабжение промышленных предприятий. Проектирование газоснабжения промышленных предприятий — достаточно сложная работа и требует от специалиста особой внимательности.

Проект газоснабжения частного дома

Специалисты компании SUPER ГАЗ создают проекты газоснабжения различной степени сложности. Одна из наиболее востребованных услуг — проектирование газоснабжения для частного дома. Процесс газификации дома можно разделить на проектные и монтажные работы, после выполнения которых происходит сдача в эксплуатацию готового объекта. Все этапы газоснабжения дома в сумме по времени могут занимать от нескольких недель до нескольких месяцев, что во многом зависит от решения горгаза.

Этапы газификации:

• консультация специалиста;
• определение возможности подвода газа к объекту;
• определение потребностей заказчика в газовом оборудовании;
• получение технических условий;
• разработка проекта газификации;
• монтаж газопровода на объекте;
• составление исполнительно-технической документации;
• подача пакета документов в проверяющие инстанции.

Важно! Монтаж систем отопления, обвязки котельных и другого оборудования не входят в услугу проектирования газификации. Однако при необходимости специалисты компании SUPER ГАЗ могут провести полный объём требуемых монтажных работ и подобрать заказчику необходимое оборудование: плиту, котел, сигнализатор загазованности, бойлер, газовый счетчик и др.

Чем выгодна газификация?

Уже много лет газ является не просто химическим сырьем, а одним из наиболее эффективных источников для получения энергии особенно на промышленных объектах. По сравнению с другими энергоносителями он имеет ряд важных преимуществ. Благодаря высокой температуре горения повышается эффективность использования этого топлива в энергетических и технологических целях.

Удельная теплота сгорания делает природный газ максимально экономичным топливом. К тому же расценки на газ в пересчете на единицу вырабатываемой тепловой энергии оказываются гораздо ниже по сравнению с другими энергоносителями.

Газификация промышленного объекта – это сложный процесс, требующий обязательного комплекта технической и разрешительной документации. Правильно проведенные работы по газоснабжению обеспечат пользователя бесперебойной и безопасной работой всей системы. Мы гарантируем высокое качество монтажа для дальнейшей безопасной эксплуатации. По желанию заказчика наши специалисты могут осуществлять дальнейшее сервисное обслуживание системы газоснабжения дома или любого другого объекта.

Проектирование систем газоснабжения промышленных объектов

Система газоснабжения промышленного предприятия характеризуется повышенной сложностью, а также ответственностью в плане безопасности эксплуатации и обслуживания.

Она должна учитывать особенности работы самого объекта, удовлетворять его текущим требованиям и быть готова к модернизации, например, в случае необходимости наращивания объемов производства или изменения его специфики. Поэтому проектирование систем газоснабжения промышленных объектов — задача, решение которой следует доверять только специалистам с соответствующим опытом и знаниями.

Промышленная система газоснабжения включает в себя следующие объекты:

• ввод на территорию объекта
• межцеховые газопроводы;
• газопроводы, проходящие внутри цехов и других помещений;
• газорегуляторные пункты, газораспределительные установки;
• узлы учета расхода газа;
• обвязочные газопроводы устройств, потребляющих газ.

На территорию объекта газ поступает из городской магистрали через специальный ввод. В большинстве случаев такой ввод один. Однако тепло- и гидроэлектростанции могут иметь два и более вводов, так как их газоснабжение должно быть бесперерывным.

Ввод в обязательном порядке оснащается главным отключающим устройством (ГОУ), которое позволяет перекрывать подачу газа, в случае возникновения необходимости. Ответственность за техническое состояние ГОУ несут городские службы, а потому важно обеспечить к нему свободный доступ в любое время. Оптимальный вариант — расположить отключающее устройство за пределами территории предприятия.

При разработке проекта газоснабжения необходимо учитывать широкий спектр факторов, включая давление газа в городской распределительной сети, производительность системы, давление газа, подаваемого на установки и т.д.

Преимущества сотрудничества с компанией SUPER ГАЗ:

• профессионализм и многолетний опыт работы;
• высокий уровень квалификации наших сотрудников;
• применение только качественных материалов и оборудования;
• индивидуальный подход к каждому клиенту для решения поставленных задач;
• наличие допусков и разрешительной документации к выполнению работ повышенной опасности;
• доступная стоимость услуг и гибкая ценовая политика.

Стоимость проекта газификации

Каждого заказчика интересует вопрос цены газификации частного дома или другого объекта. Сколько стоит сделать проект газоснабжения промышленного предприятия или дома? Наши специалисты выполняют проектирование систем газоснабжения для объектов разной степени сложности. В каждом отдельном случае общая стоимость может отличаться из-за наличия тех или иных нюансов. Приблизительный объем расходов до начала создания проекта газификации можно узнать у нашего менеджера по телефону на этой странице.

Газификация в Белгороде и области частных домов.

• с чего начать газификацию жилого дома?
• какие документы нужны для получения технических условий, чтобы провести газ в дом?
• сколько стоит газификация жилого дома?
• какие предъявляются требования к объекту?
• в какие сроки выполняются работы по подведению газа в частный дом?

Для подготовки исполнительно-технической документации на газоснабжение жилого дома  в Белгороде, Белгородском районе после выполнения строительно-монтажных работ заказчик должен предоставить в ООО «ЦЕНТР ГАЗ» следующий пакет документов:

1. Удостоверение о прохождении инструктажа на право пользования газовыми приборами.
2. Заключить договор на сервисное и гарантийное обслуживание котла и водогрейного оборудования со специализированной организацией.
3. Заключить договор на обслуживание внутридомового газового оборудования с ОАО «Газпром газораспределение Белгород» на своем территориальном газовом участке.
4. Получить акт об определении границ эксплуатационной ответственности в ОАО «Газпром газораспределение Белгород» на своем территориальном газовом участке.
5. Заключить договор на поставку газа с ООО «Газпром межрегионгаз Белгород» в абонентском отделе на своем территориальном газовом участке.
6. Получить акт проверки работоспособности и соответствия вентиляционных и дымовых каналов  проекту газификации.
7. Оплатить технологическое присоединение и пуск газа в ОАО «Газпром газораспределение Белгород».

Для подключения и пуска газа заказчик должен обеспечить строительную готовность помещения согласно требованиям газораспределительной организации:

1. Закрытый контур здания, наличие окон, дверей, крыши.
2. Черновая стяжка пола и потолок из негорючих материалов в помещениях с газовым оборудованием.
3. Дымовые и вентиляционные каналы должны быть выполнены согласно проекту и оштукатурены.
4. Наличие межкомнатных дверей в помещениях, где установлены газовые приборы.
5. Все газовые приборы должны быть установлены и подключены гибкой газовой подводкой  к запорной арматуре согласно проекту, система отопления смонтирована.

После сдачи исполнительно-технической документации на газификацию частного дома в Белгороде, Белгородском районе в ОАО «Газпром газораспределение Белгород» заказчик делает заявку на подключение на своем территориальном газовом участке.

Сколько стоит проект на газ?

Автономная газификация

Сегодня не существует проблем с обеспечением теплом объектов, расположенных даже на значительной удаленности от централизованных газовых магистралей. Современные технологии позволили создать мобильную автономную котельную, которая способна максимально выгодно решить задачу автономной газификации частных домом или загородных коттеджей и удовлетворить запросы потребителей, связанные с организацией горячего водоснабжения и системы отопления.

На сегодняшний день существует два варианта автономной котельной:

• стационарная;
• состоящая из отдельных модулей.

Модульная котельная не только удобна для эксплуатации в частном доме, но и легко транспортируется в нужный регион в виде готовых блоков, собираемых в заводских условиях. Мобильный газовый объект полностью автоматизирован и не требует постоянного контроля, а при возникновении внештатной ситуации сработает сигнализация.

Компактная конструкция содержит все необходимое оборудование. Для ввода в эксплуатацию функционал котельной необходимо подключить к контуру системы обогрева (коммуникации, инженерные сети), имеющемуся в здании. Работа модульной котельной регулируется датчиками, обеспечивающими точный контроль за температурными показателями, которые выставляются с пульта ДУ. Однако несмотря на массу достоинств, следует отметить, что стационарная постройка более надежна и экономична, так как при ее строительстве учитываются все особенности отапливаемого объекта.

Сколько стоит проект газификации дома?

Процесс газификации дома — это довольно хлопотное занятие, которое по силам людям, способным в полной мере оценить будущие перспективы. Данное мероприятие предполагает преодоление волокиты с получением разрешительных документов и довольно затратно с точки зрения закупки и монтажа технического оснащения. Основное преимущество котельной, работающей на сжиженном углеводородном газе, заключается в минимизации проблем за счет отсутствия необходимости в подключении к централизованному газовому трубопроводу.

Проектирование теплогенерирующего комплекса начинается с оценки всех этапов предстоящего строительства. Прежде всего, определяется мощность объекта и его функционал. Проектировщик должен предусмотреть:

• безопасное место размещения резервуаров с СУГ;
• наличие средств пожарной безопасности;
• предупреждающие знаки на конструкциях, ограждающих емкости для хранения топлива;
• обеспечение помещений котельной мощной вентиляционной системой.

Несогласованность отдельных моментов может впоследствии потребовать дополнительных расходов и времени. Весь комплекс предстоящих мероприятий должен быть подробно описан еще на стадии проектирования, до начала монтажных работ. Модульные котельные могут собираться из готовых блоков по уже созданному проекту либо иметь индивидуальную комплектацию. При отсутствии необходимости в капитальном строительстве стоимость реализации проекта по отоплению дома протан-бутановым газом обойдется дешевле. Узнать, сколько стоит разработка газового проекта по созданию автономной котельной на сжиженном газе, можно на сайте ukravtonomgaz.ua.

Выгодное сотрудничество с компанией «УКРАВТОНОМГАЗ»

Котельные, работающие на СУГ, выгодны с точки зрения экономии и энергоэффективности. Автономный модульный или стационарный объект имеет целый ряд достоинств:

• позволяет создавать комфортный микроклимат в помещениях при определенных параметрах температуры воздуха внешней среды;
• имеет высокий КПД;
• избавляет от тарифной зависимости;
• универсален благодаря возможности менять вид теплоносителя (СУГ, природный газ) посредством замены модели горелки;
• экологичен;
• доступная цена топлива — сжиженного газа;
• быстро окупается.

ПОЧЕМУ ВСЕ БОЛЬШЕ ПРЕДПРИЯТИЙ ПЕРЕХОДИТ НА ПРОПАН-БУТАН? СМОТРИТЕ ВИДЕО ООО «УКРАВТОНОМГАЗ»!

ООО «УКРАВТОНОМГАЗ» предоставляет услуги проектирования, согласовывая все нюансы с заказчиком и предлагая выгодные условия сотрудничества. Наличие штата профессиональных инженеров, мастеров и большого ассортимента товаров от лучших отечественных и зарубежных производителей, предназначенных для газификации жилых и нежилых строений, позволяет минимизировать расходы клиента, предложив ему наиболее оптимальный вариант котельной. Цена проекта по газификации частного дома обойдется дешевле, если заключить контракт на определенных условиях поставок сжиженного газа.

За десятилетие работы компанией «УКРАВТОНОМГАЗ» разработано и реализовано порядка 300 проектов, созданных по заказу таких известных корпораций, как фабрики «Рошен», «Свиточ», торговая сеть «Эпицентр». С нами легко стать полностью энергонезависимым, эффективно используя доступные в ценовом выражении энергоресурсы.

Проведение газа в частный дом в Самаре и в Самарской области под ключ

Правило гласит: на участке и в здании все работы возлагаются на собственника, а вне – на газораспределительную компанию.

«РесурсКонсалт» бережёт Ваши нервы, материальные ресурсы и всё берёт на себя!!!

Компания обеспечит выполнение монтажно-строительных работ подрядчиком, имеющим необходимые лицензию и допуски. Мы выполним все мероприятия по присоединению в полном соответствии с договором и ТУ..

Первый шаг –разработка  (получение) техусловий. Они содержат следующую информацию:

• максимально разрешенный часовой расход газа;
• время на проведение работ по подключению;
• продолжительность действия ТУ;
• место врезки в газопровод;
• требования к производству монтажных работ;

и ряд других условий.

В течение двух недель мы направляем проект, получаем в газораспределительной организации технические условия, которые передаем заказчику.

После согласия собственника дома с техническими условиями, мы помогаем составить заявление, в котором домовладелец  желает составить договор, касающийся подключения газа.

В ответ, собственнику будет направлено два экземпляра соглашения и уточненные технические условия.

Окончательный вариант содержит, кроме первоначальных, дополнительные сведения:

• указывается газопровод, от которого требуется подвести трубу к участку;
• пределы колебания давления в потребительской сети;
• нормативы часового потребления газа;
• диаметр и материал труб;
• обязательство заказчика оборудовать объект счетчиком;

и ряд других требований.

После изучения договора, если домовладелец согласен, он подписывает документы. У обеих сторон остается  по экземпляру договора.

Договором в обязательном порядке предусматривается:

• распределение обязанностей владельца участка и организации;
• сроки выполнения обязательств;
• разграничение собственности между гор газом и хозяином дома;
• стоимость и порядок внесения платы;
• ответственность за несоблюдение прописанных условий.

проект, технические условия, нормы и правила

Наличие в доме современной системы газоснабжения существенно упрощает жизнь его владельцам. Газификация частного дома обходится хозяевам в кругленькую сумму, и зачастую именно материальные затраты становятся основным препятствием на пути к наиболее чистому и эффективному варианту теплоснабжения. По сути, грамотное вложение капитала в будущее обеспечение газом позволяет окупить затраты уже через несколько лет, при условии, что процедура газификации выполнена на профессиональном уровне, как с технической, так и с юридической точки зрения.

Способы газоснабжения частного дома

Из всех коммунальных ресурсов газификация дома по праву считается наиболее трудоемкой, дорогостоящей и обставленной бюрократическими рогатками. Тем не менее, вопрос обеспечения газом необходимо решать, несмотря ни на какие трудности. Тем более что в современных условиях газификацию дома можно выполнить в нескольких вариантах:

• Подведение к дому или загородному коттеджу централизованного газоснабжения;
• Постройка автономного газгольдерного или баллонного снабжения газом;
• Использование новомодных биогазовых или газогенераторных установок.

Государственная контролирующая машина еще не добралась до установок с биогазом и газогенераторами, поэтому последний способ газификации домашнего хозяйства все еще остается в ранге самостроев. Тем не менее, эффективность подобных установок достаточно высока, и при правильном планировании газификации новинки способны обеспечивать дом газом круглый год.

Единственными препятствиями для использования биогаза являются необходимость отведения площадей на участке под биореактор и наличие объемов свежего навоза и растительности для получения газа в количествах, достаточных для устойчивого газоснабжения. Если в домашнем хозяйстве нет КРС, о биогазе, как варианте газоснабжения, можно забыть.

Газогенераторные установки работают на отходах обработки древесины. Для газоснабжения дома можно приобрести недорогое оборудование, но экономически газификация на опилках или дровах не всегда выгодна, трубный газ централизованных систем газификации получается дешевле.

К строительству автономного газгольдера или организации газогенераторного газоснабжения прибегают только в условиях, когда выполнить газификацию централизованным газом невозможно по объективным причинам.

Что нужно для постройки централизованного газоснабжения в частном доме

Строительство системы газоснабжения всегда начинается с письменного обращения с районное или городское управление газового хозяйства. В первую очередь необходимо выяснить наличие технической возможности подключения дома к ближайшей ветке трубопроводов централизованного газоснабжения и получить информацию «из первых рук» о том, какие нужны документы для газификации частного дома. Чаще всего газотранспортная контора подтверждает возможность и оговаривает условия газоснабжения.

Важно! Любые консультации, ответы на запросы и разъяснения требований по порядку газификации частного дома необходимо получать только в письменном виде.

Это позволит в дальнейшем ссылаться на ответы и решения уполномоченных лиц при разрешении конфликтных ситуаций или в случае отказа в проведении газификации домовладения. По закону к централизованной газовой трубе можно подключить не только жилой дом, а любую загородную постройку, при условии, что строение зарегистрировано в качестве капитального объекта и имеет разрешительные документы на эксплуатацию.

Дальнейший процесс газификации состоит из следующих этапов:

• Оформление разрешения на прокладку труб от газовой трубы к объекту газификации;
• Получение технических условий в управлении эксплуатации газовых объектов и трубопроводов;
• Выполнение обследования, измерение параметров домостроения уполномоченными специалистами;
• Составление проекта и сметы газификации;
• Выполнение работ по прокладке газопровода, разводке труб газоснабжения внутри помещения.

Завершается процесс газификации актированием выполненных работ с составлением протокола о приеме и введении систем газоснабжения в эксплуатацию. Составляется абонентский договор на поставку газа, пломбируется счетчик, и можно начинать пользование газовыми приборами.

Документы для газификации частного дома

Подготовка документации, необходимой для выполнения газификации, начинается с составления ходатайства на получение разрешения на проведение газификации частного домостроения. За небольшие комиссионные за подготовку документов и газификацию могут взяться клерки частной компании, оказывающей услуги по газификации домов населения, в том числе предоставление перечня документов для газификации частного дома.

Менеджеры неплохо знают требования нормативных документов по газификации частного дома, нормы и правила оформления проектов, поэтому пакет разрешений и проект газоснабжения можно будет оформить за несколько дней вместо стандартного месяца.

При всех плюсах подобного решения существует немалый риск, что в ходе проектирования системы газоснабжения будут допущены грубые ошибки, или некоторые детали проекта газификации, например, схемы разводки труб внутри дома, будут выполнены без учета пожеланий хозяев. Исправлять ошибки очень сложно и дорого, а разводку труб сварщики сделают точно по проекту газификации частного дома.

Получаем разрешение на монтаж труб и подключение к газотранспортной системе

Ходатайство оформляется в виде заявления на имя руководителя управления газового хозяйства города. Чаще всего требуется заполнить бланк установленной формы, иногда чиновники требуют завизировать ходатайство в органах исполнительной власти. К составленному заявлению потребуется приложить подтверждающие документы:

• Копию паспорта владельца;
• Документы на дом, подтверждающие право собственности на недвижимость;
• Обобщенные сведения о планируемом потреблении газа.

Зачастую линию газоснабжения приходится тянуть через участки третьих лиц, дороги, общественные территории. В этом случае предстоит кропотливая работа по оформлению письменного согласия всех заинтересованных лиц.

На основании завизированного руководителем заявления можно будет обращаться в отдел эксплуатации газового хозяйства для получения технических условий на газификацию частного дома.

Проект газификации частного дома

Конечной целью всех обращений и ходатайств является проект газификации частного дома с визами контрольного отдела управления ГХ и согласованиями местного управления МЧС, по которому можно будет выполнить практическую часть газоснабжения — сварить трубопровод, собрать его внутреннюю и подводящую часть.

Сам проект представляет собой пояснительную записку в десяток листов, с приложенными схемами прокладки труб, местами выполнения поворотных колен, высотой установки магистрали, расположением запорной арматуры системы газоснабжения, счетчика, фильтра и муфт для подключения потребителей газа.

В этой же записке приводится спецификация с перечнем использованных материалов, их маркировкой, количеством, размерами и особыми условиями. В конце проекта обязательно указываются оговорки и специальные условия выполнения работ по газификации дома, и самое главное — сборочный чертеж укладки и сварки трубопроводов.

Технические условия на газификацию частного дома

Проектирование системы газификации выполняется только в индивидуальном порядке, никаких типовых проектов, привязанных к размерам дома или коттеджа, для построения системы газоснабжения не допускается.

Для получения техусловий потребуется предоставить УХГ дополнительный пакет документов:

• Выписку из кадастрового и ситуативного плана;
• Технический паспорт на капитальное строение, дом, коттедж, сарай, все постройки, которые существуют на участке, возможно, потребуется дополнительное описание размеров и материала, из которых построены объекты;
• Сведения о потреблении газа в системе газоснабжения. Потребуется предоставить оригиналы паспортов на все газовые приборы, сертификаты, и отдельно документы на приборы учета.

Иногда сотрудники УПХГ требуют приобрести и установить систему контроля содержания в воздухе окиси углерода. Обычно это требование касается отопительных котлов и газовых бойлеров, устанавливаемых без дымохода и не оборудованных встроенными вентиляторами-дымососами.

Кроме документации, потребуется предоставить акт обследования домовладения и прилегающих построек с целью подтверждения отсутствия помех и препятствий в обустройстве системы газоснабжения.

Непосредственное проектирование выполняется либо уполномоченным подразделением УГХ, либо коммерческой организацией, обладающей лицензией на проведение работ, связанных с газоснабжением населения. В любом случае, основанием для разработки проекта газоснабжения является договор с четким обозначением сроков, стоимости и объема работ.

Требования к помещению при обустройстве систем газоснабжения

Обследование помещения выполняется с целью фактического подтверждения соответствия котельной нормам и требованиям СП-42-101-2003, а именно:

• Высота потолков должна составлять не менее 2 м для газового котла тепловой мощностью до 60 кВт, 2,5 м – более 60кВт;
• Производительность естественной вентиляции на выход составляет не менее трехкратного газообмена, на приток — объем воздуха должен быть не меньше производительности вытяжки плюс объем, необходимый для работы котла в максимальном режиме;
• Объем помещения котельной для одного котла должен быть не менее 7,5 м³, для спаренного варианта котел-бойлер – не менее 13,5 м³;
• Помещение под системы газоснабжения и отопления должно быть оборудовано окнами общей площадью из расчета 0,03 м² на 1 м³ пространства.

Наиболее суровый контроль касается работы дымохода и обеспечения сохранности труб и арматуры системы газоснабжения. Приходится спиливать ветки деревьев, менять карнизы и водосточные трубы, переносить заземление сети только для того, чтобы обеспечить безаварийную работу счетчика и вентилей.

Отдельно проверяется соблюдение условий установки всех абонентов системы газоснабжения, от газовой духовки до бойлера. Требования по монтажу оборудования прописаны производителем в паспорте на изделие, поэтому их всегда можно проверить и доработать еще до проведения обследования помещения.

По итогам обследования составляют акт, оригинал которого прилагается к проектной документации на выполнение работ по газификации частного домовладения.

Порядок газификации частного дома, завершающий этап

После оформления и согласования проекта газификации необходимо заключить договор с организацией, имеющей соответствующий допуск и лицензию на проведение монтажных работ. У сварщиков и монтажников должен быть необходимый допуск к проведению сварочных работ на системах газификации объектов жилого фонда.

Компания верстает смету материалов и работ. На этом этапе будет полезным собственноручно проверить соответствие закупаемых труб и материалов требованиям проекта газификации. Иногда смета не сходится, особенно в случаях, когда речь идет об обустройстве подземных коммуникаций.

Будет нелишним разобраться и посмотреть на схему прокладки труб внутри помещения. Иногда исполнитель проекта газификации просто копирует чужие чертежи, даже без привязки к характеристикам заказчика.

Совет! Если будут обнаружены явные ошибки, монтажные работы на системах газоснабжения нужно немедленно останавливать и обращаться к проектировщику за разъяснением и компенсацией убытков.

По окончании монтажа подписывается акт выполненных работ, счетчик пломбируется, и вся система газоснабжения дома остается в заблокированном виде, пока комиссия УГХ не примет объект. После составления акта снимаются пломбы со счетчика линии газоснабжения.

Остается пригласить специалистов по эксплуатации и обслуживанию газовых котлов и бойлеров фирмы производителя или ее сервисной службы. Самостоятельно запускать новые котлы нельзя, так как теряется гарантия на изделие, а в случае возникновения пожара виновными в повреждении систем газоснабжения будут признаны хозяева.

Федеральный закон о газификации частного дома, нормы и правила

Базовым федеральным законом о газификации частного дома на сегодня остается закон РФ от 31.03.99 №69-03. По сути, это общий документ, регулирующий правовые основы отношений, возникающие в процессе газификации жилого фонда.

На практике в вопросах проектирования и оформления систем газификации используют следующие Постановления, документы и правила:

• «Правила подключения к сетям газораспределения», утвержденные Постановлением №1314 от 30.12.13;
• ГОСТ Р № 21-1101-2013 по проектно-сметной документации для газификации домов;
• СНиП 42-01-2002, СП №42-101-2003.

Всего вопрос газификации домов регулируется списком из двух десятков нормативов и правил, связанных с проектированием и монтажом основных конструкций систем газоснабжения. Кроме того, в тематике газоснабжения и построения линий газификации используются более десятка ГОСТов на материалы и сварочные работы.

Техника безопасности

Газовое хозяйство было и остается одним из наиболее уязвимых мест системы энергоснабжения. Обычно сотрудники горгаза при выполнении проектных и монтажных работ по газификации зданий предупреждают будущих владельцев о наиболее важных моментах соблюдения техники безопасности.

Наибольшую угрозу представляют собой земляные работы в районе прохождения подземных газовых коммуникаций и попытки несанкционированного подключения в сети систем газификации домов. Очень часто для подачи газа применяют пластиковые трубы, которые легко повредить даже лопатой, тем более не стоит прокладывать одновременно в одной траншее системы газоснабжения и водопроводные или электрические линии.

Заключение

Система газоснабжения с подземным расположением магистралей обойдется на 50% дороже воздушных коммуникаций. Стоимость проекта обойдется примерно в 500-1300 долл., цена монтажных работ – от 5000 долл., в зависимости от сложности и длины магистралей. Если трубопровод получается более 100 м, то стоимость системы газоснабжения возрастает в разы, поэтому экономить на качественной проработке проекта газификации дома не имеет смысла.

Климатические активисты, владельцы собственности, которые затрудняют строительство трубопроводов для топлива, чем когда-либо

Не так давно строители трубопроводов для ископаемого топлива в США следовали стандартной схеме: оператор составил экономическое обоснование проекта, выстроив в очередь преданных грузоотправителей и клиентов. , и инвесторы. Регулирующие органы обязаны предоставить сертификат общественной необходимости, который включает право приобретать сервитуты от владельцев собственности, даже если они возражают.

Но строительство трубопровода в наши дни становится все более сложным и дорогостоящим, поскольку обиженные владельцы собственности и климатические активисты как никогда ранее объединились, чтобы сплотить политическую оппозицию проектам энергетической инфраструктуры и одержали серию крупных юридических побед.

Федеральный судья в Вашингтоне на прошлой неделе приказал Energy Transfer LP закрыть трубопровод Dakota Access Pipeline, по которому идет нефть с сланцевых месторождений Северной Дакоты, в то время как Инженерный корпус армии США проводит официальный анализ воздействия на окружающую среду, который был передан ранее. Остановка, если она будет поддержана, может привести к окончательному закрытию проекта стоимостью 3,8 миллиарда долларов, если он не сможет устранить риски разливов нефти.

Dominion Energy Inc. также объявила на прошлой неделе, что отказывается от владения всеми газопроводами и активами по хранению и отменяет свой трубопровод на Атлантическом побережье, проект, по которому природный газ с газовых месторождений Marcellus Shale будет поставляться в Вирджинию и Каролину.Главный исполнительный директор Томас Фаррелл объяснил уход, заявив, что строительство газовой инфраструктуры «становится все более спорным, неопределенным и дорогостоящим».

Williams Cos. Inc. в этом году отменила трубопровод «Конституция», по которому газ из Пенсильвании доставлялся бы в штат Нью-Йорк после того, как Нью-Йорк отказал в выдаче разрешений на водоснабжение, вынудив Уильямс рассчитаться с землевладельцами Пенсильвании, чья собственность уже была захвачена и очищена.

И штат Нью-Джерси на прошлой неделе приостановил действие разрешений на компанию Southern Reliability Link в штате Нью-Джерси Natural Gas после того, как в результате аварии на бурении был поврежден дом в округе Монмут.

И еще есть система Mariner East, регулируемый государством проект по транспортировке сжиженных газов, таких как пропан и этан, через Пенсильванию через густонаселенные районы округов Честер и Делавэр к экспортному терминалу в Маркус-Хук, к югу от Филадельфии. Проект, который Energy Transfer LP взяла на себя после приобретения Sunoco Inc. в 2012 году, неоднократно подвергался штрафам за экологические нарушения, был вынужден приостанавливать строительство, пока он менял методы строительства, и остается объектом судебных исков, даже когда он приближается к завершению. теперь установлен на начало 2021 года.

»ПРОЧИТАЙТЕ БОЛЬШЕ: ФБР сейчас расследует способ, которым Пенсильвания одобрила трубопровод Mariner East

Защитники окружающей среды считают, что после многих лет судебных разбирательств и активности маятник качнулся в их пользу.

«Общественный дискурс о трубопроводах и изменении климата начинает преодолевать шум и доходить до судей», — сказала Майя К. ван Россум, глава Сети хранителей реки Делавэр. «И это причина того, что мы видим некоторые лучшие решения, некоторые более сильные решения.

Сторонники отрасли опасаются, что негативная реакция будет препятствовать жизненно важным проектам, которые обеспечивают надежность энергоснабжения и низкие затраты, и отрицательно скажутся на развитии энергетики в Пенсильвании, которая стала вторым по величине производителем газа в стране за последнее десятилетие после принятия методов добычи с гидроразрывом пласта. .

«Я не думаю, что люди понимают, что, если мы не построим инфраструктуру, у нас не будет ресурсов, необходимых для обогрева и охлаждения наших домов, для обеспечения энергией нашего бизнеса, для производства продуктов, которые нам всем нужны. на повседневной основе », — сказал Джин Барр, президент Торгово-промышленной палаты Пенсильвании.«Это очень недальновидно».

Противники в Пенсильвании и Нью-Джерси в настоящее время маневрируют в поисках законной позиции в Верховном суде США, который рассматривает вопрос о слушании дела, касающегося трубопровода Пенн-Ист, объявленного шесть лет назад для транспортировки природного газа на 116 миль из северо-восточной Пенсильвании в Нью-Джерси. . PennEast принадлежит пяти энергетическим компаниям, включая его оператора UGI Energy Services, дочернюю компанию UGI Corp. из Valley Forge.

Нью-Джерси заблокировал доступ PennEast к 42 объектам, в которых государство заявляет свою долю.В отношении 40 объектов государство представляет собой предоставленные сервитуты, требующие сохранения земли для рекреационных, природоохранных или сельскохозяйственных целей.

PennEast выиграла дело в суде низшей инстанции в своем стремлении получить право проезда, заявив, что трубопровод сохранит землю как открытое пространство. Но Апелляционный суд третьего округа в Филадельфии в прошлом году встал на сторону Нью-Джерси, заявив, что суверенный иммунитет штата защищает его от судебных исков со стороны частных лиц, даже когда такие организации, как PennEast, получили федеральные полномочия в области выдающихся прав собственности.

PennEast обратился в Верховный суд с просьбой рассмотреть дело. В нем говорится, что решение Третьего округа подрывает Закон о природном газе 1942 года, который давал федеральному правительству право утверждать межгосударственные трубопроводы, специально для преодоления препятствий, воздвигнутых штатами, и делегирования выдающихся полномочий в области частных лиц. PennEast заявил, что коллегия апелляционного суда ответила «исключительно на важный вопрос исключительно неправильно».

Федеральная комиссия по регулированию энергетики, агентство, которое рассматривает и утверждает трубопроводы, заявила, что решение Третьего округа окажет «крайне неблагоприятное воздействие на развитие межгосударственной системы транспортировки природного газа в стране и значительно повлияет на то, как отрасль транспортировки природного газа эксплуатируется десятилетиями.«Более дюжины организаций газовой промышленности, профсоюзов и бизнеса подали дружеские записки в поддержку петиции PennEast.

Верховный суд, похоже, проявляет некоторый интерес к этому делу и предложил Нью-Джерси и генеральному прокурору Соединенных Штатов представить аргументы о целесообразности его пересмотра. Гурбир С. Гревал, генеральный прокурор Нью-Джерси, сказал, что PennEast «сильно преувеличивает последствия» этого дела, заявив, что решение не позволяет только частным лицам подавать иски против штатов с осуждением. По его словам, это решение не дает штатам права вето в отношении проектов строительства межгосударственных трубопроводов.

Позднее в этом году суд объявит, разрешит ли он официально пересмотреть дело.

Даже если Верховный суд вынесет решение в пользу PennEast, противники проекта считают, что впереди еще множество других юридических и политических препятствий, каждое из которых потребует времени и денег для разрешения оператора трубопровода в различных регулирующих органах — часть сложной правовой стратегии эта и другие кампании оппозиции ведут к одновременному ведению множества судебных баталий.

«Агентства действительно, вы знаете, гораздо более пристально смотрят на эти проекты, на необходимость этих проектов, на воздействие на окружающую среду», — сказал Том Гилберт, координатор кампании Rethink Energy NJ, группы, сформированной для противодействия трубопроводы для ископаемого топлива и продвижение возобновляемых источников энергии. «Так что я думаю, что есть целый набор факторов, которые работают против того, чтобы этот проект когда-либо происходил».

Политический ландшафт Нью-Джерси резко изменился с тех пор, как в 2014 году был объявлен PennEast, и его поддерживал бывший губернатор.Крис Кристи, республиканец. В число владельцев PennEast входят компании, связанные с двумя газораспределительными компаниями, South Jersey Gas и New Jersey Natural Gas.

Губернатор Фил Мерфи, демократ, избранный в 2017 году, занял враждебную позицию по отношению к проекту, оспаривая PennEast в суде и приветствуя отказ государственного департамента по охране окружающей среды в выдаче разрешений в прошлом году в своем твите от 11 октября. «Мы твердо намерены перевести Нью-Джерси на 100% чистую энергию к 2050 году», — сказал Мерфи.

Противники трубопровода также оспорили федеральное одобрение сертификата общественной необходимости PennEast, заявив, что нет недостатка в пропускной способности трубопровода до Нью-Джерси, и что владельцы PennEast дублируют существующую инфраструктуру.

«Почему мы разрешаем новую инфраструктуру, если нет нового спроса, определяемого неудовлетворенной мощностью?» сказала Дженнифер Дэнис, старший научный сотрудник Центра Закона об изменении климата Сабина, который представлял оппонентов PennEast. «Так что, если вы просто перемещаете воздух с одной стороны шара на другую, это наносит большой экологический ущерб, а также большой экономический ущерб.”

» ПОДРОБНЕЕ: Пенсильвания одобряет штраф в размере 200 000 долларов и заказывает исследование «оставшегося срока службы» протекающего 89-летнего трубопровода Sunoco

Но отрасль утверждает, что инфраструктуры не хватает. Они указывают на растущую потребность в природном газе в Новой Англии и штате Нью-Йорк, где атомные электростанции были вынуждены выйти из эксплуатации, увеличивая спрос на газовую генерацию для поддержания надежного электроснабжения, когда прерывистые возобновляемые источники не могут обеспечить его.

«Мы очень, очень близко понимаем, насколько мы близки к тому, чтобы не иметь достаточных мощностей для добычи природного газа», — сказал Энтони Кокс, председатель совета управляющих PennEast Pipeline Company. «Существует вероятность того, что произойдет настоящее катастрофическое событие. И достаточно одного, чтобы изменить мнение многих людей о том, нужна ли инфраструктура ».

В ответ на сообщение в Нью-Джерси PennEast в январе объявил об изменениях: теперь он планирует построить трубопровод в два сегмента, и 68-мильная фаза 1 завершится около Истона, штат Пенсильвания.Это означает, что первая часть проекта будет проводиться в Пенсильвании, где PennEast получил необходимые разрешения. Противники оспаривают поправку перед федеральными регулирующими органами и Комиссией по бассейну реки Делавэр, которая заявляет, что обладает юрисдикцией над проектом.

Большая часть продолжающихся споров вращается вокруг будущего возобновляемых источников энергии, таких как морская энергия ветра или солнечная энергия. Строители трубопроводов говорят, что до тех пор, пока не будет использоваться возобновляемая энергия, природный газ является наиболее доступным вариантом — и более чистым, чем другие ископаемые виды топлива.

«Мы, безусловно, осознаем, что есть движение к декарбонизированному будущему в отношении энергетики, и мы полны решимости быть частью этого», — сказал Кокс. Но отрасль утверждает, что растущее население нуждается в электроэнергии, и она должна быть доступной.

«Это не то, что мы можем продолжать зарывать в землю и надеяться на волшебную пулю, мы собираемся щелкнуть пальцами, и внезапно возобновляемые источники энергии позаботятся о наших потребностях», — он сказал.«Это эволюция, на которую уйдет много лет и много денег».

Данные проекта энергии из свалочного газа

База данных энергетических проектов LMOP Landfill и Landfill Gas содержит информацию о энергетических проектах, связанных с использованием свалочного газа (LFG), включая текущий статус проекта, тип проекта, фактическую генерируемую и номинальную мощность, конечного пользователя и сокращение выбросов в текущем году. Сотни энергетических проектов по производству свалочного газа в настоящее время реализуются с такими приложениями, как производство электроэнергии, сжигание печей, переработка свалочного газа в газ трубопроводного качества, обогрев теплиц и зданий и обеспечение паром промышленных процессов.

Представленные здесь файлы Excel включают полный список действующих в настоящее время проектов и список незавершенных или планируемых проектов. Для свалок, которые отчитываются в рамках Программы отчетности по парниковым газам (GHGRP) Агентства по охране окружающей среды, LMOP перекрестно ссылается на этот набор данных, включая 7-значный идентификатор объекта GHGRP.

Просмотр данных

Есть много способов отсортировать и отфильтровать данные в файлах ниже, чтобы они были наиболее полезны для вас. Обычно используемые подмножества данных проекта включают:

• Тип проекта Категория или Тип проекта в области энергетики на свалке
  • Электроэнергия (включая двигатели, турбины и когенерацию)
  • Прямое использование (включая технологии со средним БТЕ, такие как котлы и другое прямое тепловое использование)
  • Возобновляемый природный газ (включая возможность сортировки по способу доставки — закачка в трубопровод или местное использование)
• Разработчик проекта
• Дата начала проекта
• Выработка электроэнергии и номинальная мощность (МВт)
• Поток свалочного газа на проект (mmscfd)

Файлы данных проекта энергии свалочного газа [март 2021 г.

]

Подробный файл операционных проектов включает отдельные строки для проектов, размер которых изменился с течением времени и / или использует LFG с нескольких свалок, в то время как агрегированный файл операционных проектов содержит только одну строку для каждого уникального проекта.

Загрузите бесплатную программу просмотра таблиц Excel.

Профили проекта

В соответствии с 5 CFR § 2635.702 (c) (2), имена отображаются здесь как результат признания достижений, присуждаемых в рамках программы агентства за достижения в поддержку миссии агентства. Любая ссылка на конкретную компанию или коммерческий продукт или услугу по торговому наименованию, товарному знаку, производителю, компании или иным образом не означает одобрения или рекомендации EPA.

В этих профилях выделены избранные исторические и недавние энергетические проекты с использованием свалочного газа с такой информацией, как местоположение, тип технологии, конечный пользователь энергии и прогнозируемая экономия затрат. Заинтересованные стороны могут найти эту информацию полезной при изучении возможностей разработки новых проектов. Информация, содержащаяся в профилях проекта, последний раз проверялась в марте 2020 года.

Эти исторические профили выделяют избранные энергетические проекты свалочного газа и включают такую ​​информацию, как местоположение, тип технологии, конечный пользователь энергии и прогнозируемая экономия затрат. Информация, содержащаяся в этих профилях, последний раз обновлялась в 2010 году, но заинтересованные стороны могут найти эту информацию полезной при изучении возможностей разработки новых проектов.

Служба природного газа | Офис общественного адвоката штата Мэн

Рассматривает вопрос о переходе на природный газ? — Территории обслуживания природного газа — Расценки на поставку газа Компанией

Общественный адвокат и сотрудники в течение многих лет активно участвовали в судебных процессах, касающихся наличия, ценообразования и транспортировки природного газа в штате Мэн. Эти мероприятия включают как судебные разбирательства, касающиеся ценообразования на природный газ для трубопроводов в Федеральной комиссии по регулированию энергетики (Portland Natural Gas Transmission System, Maritimes and Northeast Pipeline LLC, Granite State Gas Transmission), так и разбирательства по розничному газу в PUC штата Мэн (Northern Utilities / Unitil, Summit Природный газ, природный газ штата Мэн, газ Бангор).

Думаете о переходе на природный газ?

Вот несколько вопросов, которые следует задать, прежде чем принимать решение:

1. Как сравнить природный газ с моими текущими расходами на топливо?
   http://www.maine.gov/energy/fuel_prices/heating-calculator.php
2. Каковы мои прямые расходы?

   а. Переоборудование системы отопления и бытовой техники? Перевод существующей системы на газ начинается примерно с 2000 долларов. Обновление до новой системы может стоить от 8 000 до 10 000 долларов.
   г. Стоимость расширения магистрали обслуживания в районе?
   г. Затраты на установку для прокладки линии обслуживания от магистрали до дома?
   г. Затраты на подключение дома к линии обслуживания?

3. Каковы мои обязанности по координации процесса?
4. Каковы сроки установки?
5. Какие подрядчики могут выполнять работы в этом районе?

Наверх

Территория обслуживания природного газа

К началу

Расценки на поставку газа по компании

Коммунальные предприятия штата Мэн, занимающиеся природным газом, закупают газ от имени всех жилых и многих коммерческих клиентов.В отличие от стоимости доставки газа, которая регулируется и устанавливается по ставкам, установленным PUC, эти цены на поставку газа основаны на рыночных ценах на природный газ. Газовое предприятие передает расходы на поставку газа потребителям, а PUC гарантирует, что они не получат прибыль (или не понесут убытки) от этих покупок. Покупки газа основаны на предполагаемом использовании в предстоящем сезоне. Коммунальные предприятия используют механизм проверки, который гарантирует отсутствие чрезмерного или неполного сбора, если рыночные условия меняются в течение срока действия контракта.Механизм сверки применяет любое превышение или неполное погашение ваших ставок в следующем сезоне. Механизм каждой газовой компании штата Мэн отличается, как описано ниже.

Bangor Gas	Стоимость газа Тариф	Стоимость газа в месяц
	Тарифный период	Ежемесячно
		Стоимость тарифа на газ корректируется каждый месяц на основе предполагаемого остатка избыточного или недостаточного извлечения на конец предыдущего месяца, с учетом ограничения.
Природный газ штата Мэн	Стоимость газа	Ежемесячно (вариант индексации)
	Тарифный период	Ежемесячно
		Стоимость тарифа на газ корректируется каждый месяц на основе предполагаемого остатка избыточного или недостаточного извлечения на конец предыдущего месяца, с учетом ограничения.
Summit Natural Gas	Стоимость газа Тариф	Годовая стоимость тарифа на газ с корректировкой в ​​середине периода, если необходимо.
	Тарифный период	октябрь — сентябрь
	Корректировка	Годовая корректировка на основе избыточного или недостаточного возмещения остатка на конец июня.
Unitil / Северный	Стоимость газа	Отдельные пиковые и внепиковые нагрузки
	Тарифные периоды	Пиковый период: ноябрь — апрель Пиковый период: май — октябрь
	Корректировка	Избыточное или недостаточное извлечение в период пиковой / внепиковой нагрузки — это корректировка стоимости расхода газа для следующего периода пиковой / внепиковой нагрузки.

К началу

Газопроводов — Управление энергетической информации США (EIA)

Сеть газопроводов США представляет собой высоко интегрированную сеть, по которой природный газ транспортируется по всей континентальной части Соединенных Штатов. Сеть трубопроводов насчитывает около 3 миллионов миль магистральных и других трубопроводов, которые соединяют районы добычи и хранилища природного газа с потребителями. В 2019 году по этой газотранспортной сети было доставлено около 28 единиц.3 триллиона кубических футов (трлн фут3) природного газа примерно 76,9 миллионам потребителей.

Что составляет эту транспортную сеть?

• Системы сбора, в основном состоящие из трубопроводов малого диаметра и низкого давления, перемещают неочищенный природный газ от устья скважины на завод по переработке природного газа или к соединению с более крупным магистральным трубопроводом.
• Установки по переработке природного газа отделяют жидкие углеводородные газы, неуглеводородные газы и воду от природного газа перед подачей природного газа в магистральную транспортную систему.
• Межгосударственные газопроводы большого диаметра и высокого давления, пересекающие государственные границы, и внутригосударственные газопроводы, работающие в пределах государственных границ, транспортируют природный газ от мест добычи и переработки к хранилищам и распределительным центрам. Компрессорные станции (или насосные станции) в трубопроводной сети обеспечивают движение природного газа по трубопроводной системе.
• Местные распределительные компании поставляют природный газ потребителям по трубопроводам малого диаметра с низким давлением.

Нажмите для увеличения

Газопроводы природного газа

Источник: стоковая фотография (защищена авторским правом)

Как эта передающая и распределительная сеть стала такой большой?

Около половины существующей магистральной сети передачи природного газа и значительная часть местной распределительной сети были проложены в 1950-х и 1960-х годах, поскольку потребительский спрос на природный газ после Второй мировой войны увеличился более чем вдвое.Распределительная сеть продолжала расширяться, обеспечивая газом новые коммерческие объекты и жилые дома.

В период с 2003 по 2008 год цены на природный газ существенно выросли. Повышение цен дало производителям природного газа стимул к расширению разработки существующих месторождений и началу разведки ранее неосвоенных месторождений природного газа. Развитие технологий бурения и добычи привело к увеличению добычи из сланцев и других плотных геологических формаций.Это увеличение производства способствовало общему снижению цен на природный газ с 2009 года, что, в свою очередь, способствовало увеличению спроса на природный газ для производства электроэнергии и в промышленности. Следовательно, были построены новые магистральные трубопроводы и строятся другие, чтобы связать расширенные и новые источники производства с большим количеством потребителей по всей стране, особенно на северо-востоке.

Последнее обновление: 3 декабря 2020 г.

Колумбия | Центр глобальной энергетической политики SIPA

Такие опасения понятны, учитывая вклад ископаемого топлива в глобальный климатический кризис.Однако модернизация или иное улучшение существующей системы трубопроводов — это не выбор между природным газом и электрификацией или между ископаемым топливом и топливом с нулевым содержанием углерода. Скорее, эти инвестиции в существующую инфраструктуру могут поддержать путь к более широкому хранению и доставке более чистых и все более безуглеродных газов при одновременном снижении общей стоимости перехода и обеспечении надежности всей энергетической системы. Точно так же, как электрическая сеть позволяет транспортировать все более низкоуглеродные электроны, сеть природного газа должна рассматриваться как способ, позволяющий транспортировать все более низкоуглеродные молекулы.

Неспособность инвестировать в сеть газопроводов США игнорирует некоторые важные реалии американской энергетики. В настоящее время природный газ дает огромный объем энергии, который можно хранить в течение длительного времени. Из-за отсутствия легкодоступных заменителей топлива с нулевым выбросом углерода страна, вероятно, будет нуждаться в природном газе в своем энергетическом балансе на десятилетия вперед, даже если абсолютное количество снизится по мере того, как технологии решают эти проблемы и ускоряют переход к газам с нулевым выбросом углерода. . Достижение нулевых выбросов в этой ситуации с ограниченным количеством топлива потребует широкого использования улавливания и связывания углерода (CCS) в производстве электроэнергии и промышленности.

При переходе к энергетическим системам с нулевым выбросом углерода одним из видов топлива, которое, как разумно ожидается, заменит природный газ, является водород, который также необходимо будет транспортировать по трубопроводам, чтобы снизить затраты. Расширяющийся характер нынешней сети природного газа гарантирует, что низкоуглеродные и безуглеродные виды топлива, такие как водород, биометан и синтетический метан, могут достичь всех секторов экономики через существующую инфраструктуру, включая те сектора, которые в целом считаются «труднопроходимыми». уменьшить », например, в промышленных процессах (производство цемента, стали), производстве удобрений и большегрузном транспорте, где электрификация в настоящее время не является жизнеспособным путем к нулевым выбросам.

Тот факт, что водород имеет более низкую плотность энергии по сравнению с природным газом, означает, что необходимо доставить примерно в три раза больше водорода, чтобы обеспечить эквивалентное теплосодержание по сравнению с природным газом. Даже 20-процентная смесь водорода в нашей нынешней газовой системе фактически использовала бы примерно на 40 процентов [1] больше мощности, чем в настоящее время доступна в трубопроводной сети США для обеспечения эквивалентной энергии. В этом и подобных случаях потребуется построить дополнительные трубопроводы для транспортировки водорода, особенно если производство водорода не расположено рядом с существующими газопроводами.Существующую газовую сеть и дополнительные мощности, предназначенные для использования топлива с нулевым выбросом углерода, следует рассматривать как дополнительные инструменты в достижении чистого нулевого будущего.

В ближайшей перспективе замена старых трубопроводов и распределительных магистралей в существующей газопроводной сети, а также постановления об утечках и ремонте метана могут рентабельно снизить совокупные выбросы парниковых газов. В течение следующих одного-двух десятилетий существующая система может быть модернизирована для обеспечения совместимости с видами топлива с низким и нулевым содержанием углерода (например,g. , водородные смеси), в то время как значительные возможности по улавливанию и улавливанию углерода могут быть добавлены к существующим электростанциям и предприятиям, работающим на природном газе. Имея цель на середину века, равную нулю, у США есть время для тестирования и адаптации системы природного газа для увеличения смешивания водорода и разработки способов достижения предполагаемого 20-процентного порога смешивания водорода с существующей сетью, а также для поиска способов увеличения этот порог. К середине века газовая сеть могла бы в конечном итоге транспортировать 100% безуглеродное топливо за счет комбинации природного газа с CCS, биометана и водорода с нулевым содержанием углерода.

Однако задача будет заключаться в том, чтобы отучить промышленность и конечных потребителей от природного газа и перейти к этим видам топлива с нулевым или низким содержанием углерода, несмотря на доступность дешевого природного газа. Поэтому ожидается, что для того, чтобы конечные пользователи сделали выбор в пользу топлива с нулевым выбросом углерода, потребуется значительная политическая поддержка. Точно так же, как стандарты портфеля возобновляемых источников энергии стимулировали развитие возобновляемых источников энергии, цель с нулевым выбросом углерода может стимулировать более широкое использование газообразного топлива с нулевым выбросом углерода (например, природного газа с CCS и улавливанием, использованием и хранением углерода [CCUS]; биометана; и нулевого выброса углерода). углеродный водород) и инвестиции в существующую инфраструктуру в США.

Модернизация и адаптация газопроводной сети США потребует согласованных усилий и значительных краткосрочных инвестиций, но использование уже существующей инфраструктуры может предложить лучший путь для ускорения и рентабельности внесения значительных изменений, необходимых для полного декарбонизация энергетического сектора, а также обеспечение справедливого перехода для сообществ, которые инвестировали в эти системы и полагаются на них. Такие инвестиции будут поступать из частного сектора, но государственный сектор играет важную роль в привлечении инвестиций и обеспечении их экономической эффективности. При отсутствии действий в государственном секторе очень маловероятно, что США достигнут своей цели по достижению нулевого уровня к 2050 году.

В этом документе исследуется потенциальная роль существующей инфраструктуры трубопроводов природного газа в США в реализации энергии с нулевым выбросом углерода в будущем и обсуждаются возможные действия политиков по обеспечению и облегчению инвестиций для достижения этой цели. Он рекомендует использовать два основных пути для поддержки прогресса в достижении целей с нулевым уровнем выбросов: предотвращение утечек в существующих трубопроводах и распределительной системе и модернизация существующей системы для транспортировки возрастающих уровней газов с нулевым выбросом углерода.

В Разделе 1 обсуждаются текущие сценарии использования природного газа и будущие сценарии спроса на природный газ, как с УХУ, так и без него, а также будущий спрос на другие газообразные виды топлива с нулевым содержанием углерода, чтобы контекстуализировать полезность трубопроводной сети для ускорения декарбонизации экономики в целом. В разделе 2 представлен обзор существующей сети трубопроводов США, включая обсуждение ее размаха и недавних тенденций в области затрат. В разделе 3 исследуется, какие газы с низким и нулевым содержанием углерода можно использовать в существующей трубопроводной системе для поддержки перехода к энергии, и содержится обзор технических соображений, поскольку в систему подмешиваются более высокие уровни газов с нулевым содержанием углерода.

Раздел 4 предлагает рекомендации для политиков в отношении действий, которые могли бы уменьшить воздействие существующих трубопроводов на окружающую среду и гарантировать, что эта сеть может поддерживать безопасный, быстрый и доступный переход к экономике с нулевым показателем эффективности. В рекомендациях основное внимание уделяется действиям, которые могут снизить выбросы в существующей трубопроводной сети, насколько это возможно, путем внесения изменений в нормативные акты по обнаружению и ремонту утечек метана. Они также обсуждают, как расширить регулирующие полномочия, чтобы можно было модернизировать систему передачи и распределения для большего использования водорода в трубопроводной сети, а также необходимость увеличения финансирования НИОКР для проверки целостности трубопроводной системы с более высокими уровнями водорода и других нулевых выбросов углерода. топливо.

Раздел 1. Текущее потребление природного газа и будущие сценарии

Рассмотрение текущего использования природного газа и будущих прогнозов как для природного газа, так и для газообразного топлива с нулевым выбросом углерода, транспортируемого по трубопроводам, помогает контекстуализировать роль, которую существующая трубопроводная инфраструктура может сыграть в декарбонизации и электрификации экономики. Это также подчеркивает важную роль, которую CCS будет играть в сценариях достижения нулевого уровня в США. Этот раздел начинается с обзора текущего потребления природного газа и последних тенденций, а за ним следует обзор прогнозируемого будущего потребления по множеству сценариев, смоделированных во внешних исследованиях, с признанием ключевых чувствительных факторов в этих сценариях.

Текущее потребление природного газа

На природный газ в настоящее время приходится около трети производства электроэнергии, треть потребления энергии в промышленности, четверть потребления энергии в жилищном секторе, 20 процентов всего коммерческого потребления энергии и 3 процента потребления транспортного сектора в США [2].

В производстве электроэнергии низкие цены на природный газ привели к увеличению использования природного газа как на существующих, так и на новых электростанциях, вытеснив угольные электростанции.В промышленности природный газ используется для технологического отопления, в системах комбинированного производства тепла и электроэнергии, а также в качестве сырья для производства химикатов, удобрений и водорода. В коммерческих и жилых зданиях природный газ используется для различных целей, включая отопление помещений и воды, работу холодильного и охлаждающего оборудования, приготовление пищи и сушку одежды. Около 48 процентов домов в США (179 миллионов человек) в настоящее время используют природный газ для одной или нескольких из этих целей [3]. На транспорте в настоящее время в качестве автомобильного топлива используется природный газ в виде сжатого природного газа и сжиженного природного газа (СПГ).[4]

Три основных вида использования природного газа в США — это производство электроэнергии, промышленное отопление и бытовое и коммерческое потребление, а общее потребление природного газа выросло на 25 процентов за последнее десятилетие (диаграмма 1).

Помимо внутреннего производства и потребления, США также импортируют и экспортируют природный газ и являются нетто-экспортером природного газа с 2017 года. В 2019 году США импортировали в общей сложности 7,5 млрд куб. Футов в день по трубопроводу из Канады, а также импорт СПГ.В 2019 году США экспортировали в общей сложности 12,8 млрд куб. Футов в сутки [5]. Экспорт трубопроводного газа в Мексику составил 5,1 млрд куб. Футов в сутки, а экспорт трубопроводного газа в Канаду — 2,7 млрд куб. Футов в сутки. Экспорт СПГ составил 5 млрд куб. Футов в сутки. Разумно ожидается, что экспорт станет важным источником будущего спроса для производителей природного газа в США. Существует потенциал для расширения экспорта США, который подорвет цели декарбонизации и может стимулировать инвестиции в инфраструктуру природного газа, которая не ориентирована на транспортировку топлива с нулевым выбросом углерода. Поэтому Федеральной комиссии по регулированию энергетики (FERC) и другим регулирующим органам необходимо будет гарантировать, что экспорт природного газа из США также находится на пути к декарбонизации будущего. Такой же акцент необходимо сделать на нулевых чистых выбросах для объемов экспорта, как и на объемах, потребляемых внутри страны. Экспортерам США необходимо будет начать позиционировать себя как экспортеров сжиженного природного газа с нейтральным выбросом углерода за счет компенсаций и снижения выбросов в цепочке создания стоимости.

Из 91,2 млрд куб. Футов / сутки природного газа, добытого в США в 2019 году, чистый экспорт составил 5,8% (5,3 млрд куб. Футов / сутки). [6] Прогнозируется, что в ближайшие годы эта доля вырастет за счет экспортных мощностей США по СПГ и строительства трубопроводов в Мексику.Степень, в которой экспортные возможности США продолжат расширяться в ближайшие годы после воздействия COVID-19 на инвестиции в СПГ, выходит за рамки данной статьи, но рассматривалась в предыдущем исследовании. [7]

Из-за широко распространенного секторального использования природного газа в США и растущего спроса за пределами США, разумно ожидать, что будет сложнее отказаться от природного газа в экономике США, чем от угля. . На уголь приходится 11 процентов от общего потребления энергии в США, но 92 процента всего угля потребляется в энергетическом секторе, а остальная часть составляет небольшую долю промышленного использования, например, для коксовых заводов.И наоборот, как обсуждалось ранее, природный газ используется во всем энергетическом секторе.

Сценарии будущего потребления природного газа

Множество организаций разработали сценарии, которые исследуют потенциальный будущий спрос на различные технологии и виды топлива со стороны предложения, включая природный газ и другие газообразные виды топлива (например, безуглеродный водород, биотопливо) [8]. На высоком уровне основной вывод из этих сценариев заключается в том, что США продолжают использовать природный газ даже в сценариях, когда США достигают нулевых целевых показателей к середине столетия.Более того, даже в сценариях, когда экономика отходит от использования природного газа, газообразное топливо (например, безуглеродный водород, биогаз) по-прежнему играет важную роль в обеспечении надежности и делает переход на энергоносители более доступным. Если некоторые системы, такие как промышленное и жилое отопление, останутся неэлектрифицированными, а вместо этого будут питаться молекулами газа, это может обеспечить очень важный компонент надежности, обеспечивая резервное копирование в случае выхода из строя электрических систем.

В целом, эти сценарии последовательно демонстрируют продолжение использования природного газа в течение следующих 30 лет.Даже в сценариях глубокой декарбонизации анализ показывает, что природный газ продолжает играть значительную роль в энергетической системе, особенно в производстве электроэнергии (при условии, что технологии CCS могут быть развернуты) и в промышленности (например, в качестве сырья). Во многих сценариях потребление природного газа растет для удовлетворения спроса на энергию в ключевых секторах в качестве альтернативы другим видам топлива с более высоким содержанием углерода.

В то время как будущее природного газа ни в коем случае не ограничено на определенном уровне в диапазоне возможных сценариев, понимание причин, по которым эти моделирование продолжает прогнозировать будущее потребление газа — стоимость, межотраслевое потребление и устойчивое энергопотребление с низким уровнем выбросов углерода. емкость — имеет смысл при разработке политики для достижения этих целей по глубокой декарбонизации.Более того, сравнивая текущие и прошлые прогнозы, можно увидеть, как изменились исходные допущения и что это может означать для будущих сценариев.

Эти наблюдения основаны на анализе множества исследований, включая 23 сценария, подготовленных Управлением энергетической информации США (EIA) для его Annual Energy Outlook. Поскольку некоторые считают EIA оптимистичным для спроса на природный газ, а также поскольку EIA не дает сценария с нулевым нулевым показателем в своем Ежегодном энергетическом прогнозе, авторы впоследствии рассматривают в этом разделе ряд сценариев, подготовленных другими организациями, такими как International Энергетическое агентство (IEA), BP и Принстонский университет, которые рассматривают пути глубокой декарбонизации.[9] Авторы также обсуждают недавнее исследование Калифорнийского университета в Беркли, в котором особое внимание уделяется декарбонизации энергетического сектора в соответствии с предложенной администрацией Байдена-Харриса цели по устранению выбросов в энергетическом секторе США к 2035 году.

Управление энергетической информации США

В базовом сценарии EIA 2020 спрос на природный газ в США останется относительно неизменным до 2030 года из-за сочетания снижения потребления в энергетическом секторе и умеренного роста спроса в промышленном секторе.Однако после 2030 года этот сценарий прогнозирует рост потребления в среднем почти на 1 процент в год по мере роста спроса на газ в промышленном секторе и секторе энергетики. По прогнозам EIA, к 2050 году потребление в США вырастет до 100 млрд куб. Футов в сутки по сравнению с 85 млрд куб. Футов в сутки в 2019 г. [10] Разделение базового сценария ОВОС 2020 по секторам обсуждается в Приложении A.

Долгосрочные прогнозы EIA по потреблению природного газа значительно выросли за последние несколько лет. В эталонном сценарии ОВОС от 2013 года [11] прогнозировалось, что потребление газа увеличится с 25.От 6 триллионов кубических футов (70 млрд куб. Футов / сутки) до 29,5 млрд куб. Футов (80,9 млрд куб. Футов / сутки) к 2040 году. Однако шесть лет спустя (то есть в 2019 году) потребление природного газа в США уже превысило прогноз EIA на 2040 год.

Изучение сценариев ОВОС за пределами базового сценария ОВОС показывает, что потребление природного газа остается на уровне базового сценария в течение следующих трех десятилетий, даже с учетом стандарта безуглеродного производства электроэнергии, низкой цены на нефть и сценариев с низкими затратами на возобновляемые источники энергии.

Сценарии, включающие стандарт безуглеродного производства электроэнергии и цену на выбросы CO2 в размере 15 долларов за тонну, приводят к более высокому потреблению природного газа.Этот результат обусловлен значительным переходом с угля на газ. Несмотря на недавний вывод из эксплуатации угольных электростанций, в США все еще имеется 229 ГВт угольных мощностей [12]. Эти станции обеспечили 19,3% потребности США в электроэнергии в 2020 году [13]. В этих сценариях большая часть этих мощностей заменяется природным газом с меньшим углеродным следом. Единственные сценарии, в которых спрос на природный газ будет ниже в 2050 году по сравнению с текущими уровнями потребления, — это сценарии, которые предполагают низкие поставки нефти и газа или когда цена углерода составляет 25 долларов США за тонну или 35 долларов США за тонну.

Согласно этим сценариям, самый низкий уровень, до которого падает потребление газа, составляет 26,6 трлн куб. Футов (73 млрд куб. Футов в сутки) в 2031 году (в структуре тарифов на коммунальные услуги и сценарии с низким уровнем поставок нефти и газа), после чего он возрастет до 28 тыс. Куб. Футов (76,7 млрд куб. Футов / сутки) на 2050. [14]

Международное энергетическое агентство

Как упоминалось ранее, прогнозы EIA на 2020 год более оптимистичны в отношении долгосрочного потребления природного газа, чем сценарии МЭА на 2020 год. [15] С 2019 года МЭА внесло существенные коррективы в свои долгосрочные прогнозы по газу в сторону понижения (диаграмма 3).Согласно официальной политике МЭА (STEPS), потребление природного газа в США возрастет лишь незначительно к 2040 году до 31,8 триллионов кубических футов (87 миллиардов кубических футов в сутки).

Сценарий устойчивого развития (SDS) МЭА соответствует целям устойчивого развития ООН и целям Парижского соглашения (в настоящее время ОВОС не использует согласованный с Парижем сценарий, что, вероятно, изменится при новой администрации Байдена-Харриса). Этот сценарий приводит к значительному падению потребления природного газа после 2025 г. — до 17 тыс. Куб. Футов (46.6 млрд куб. Футов в сутки) в 2040 году, что значительно ниже любого из сценариев ОВОС и значительного снижения по сравнению с прогнозом СДС 2019 года в размере 22,8 кубических футов в сутки.

При сравнении сценария SDS МЭА 2020 года с предыдущими прогнозами на 2019 год около 80 процентов сокращения спроса на газ между этими сценариями происходит из-за снижения потребления в энергетическом секторе. МЭА прогнозирует, что восстановление после COVID-19 будет происходить в соответствии с его сценарием восстановления устойчивого развития. [16] Производство солнечной энергии заметно выше, чем в сценарии 2019 года (из-за предположения о продолжении низкозатратного финансирования солнечной энергии), что сокращает долю генерации, работающей на газе.В результате выработка электроэнергии на газе достигнет пика примерно в 2025 году, а затем снизится.

По мере изменения топливного состава производства электроэнергии, вполне вероятно, что в этом сценарии использование выработки газа сместится с базовой нагрузки на балансирующее топливо для возобновляемых источников энергии. Однако в этих условиях трубопроводы все равно понадобятся. Следует отметить, что общие мощности по газу в 2040 году не пересматривались в сторону уменьшения в паспорте безопасности на 2020 год по сравнению с паспортом безопасности на 2019 год, поскольку газовые заводы по-прежнему являются важным источником гибкости.Однако их коэффициенты мощности (и, следовательно, количество потребляемого газа) намного ниже, чем в сценарии МЭА на 2019 год.

SDS основан на амбициозной трансформации энергетического сектора со значительным расширением солнечных фотоэлектрических мощностей, а также аккумуляторов. Также предполагается, что на атомных станциях будет продлен срок службы для поддержания работоспособности. Улавливание, использование и хранение углерода (CCUS) также значительно увеличится к 2030 году, что приведет к усилению роли природного газа в этом сценарии будущего с нулевым нулевым показателем.

Но что важно, почти четверть инвестиций в SDS при поставке газообразного топлива к 2040 году будет направлена ​​на биометан и низкоуглеродистый водород по сравнению с примерно 1 процентом сегодня во всем мире: эти источники могут использовать инфраструктуру трубопроводов, которая в настоящее время используется для природного газа.

БП

В энергетической отрасли BP подготовила три сценария на 2020 год: сценарий «Бизнес как обычно» (BAU), сценарий быстрого перехода и новый сценарий с нулевым показателем. В BP Outlook сценарий BAU прогнозирует увеличение спроса на газ до 33 кубических футов к 2050 году (рисунок 4).[17]

Однако, как и МЭА, сценарий быстрого перехода BP также был существенно пересмотрен в сторону понижения с 2019 года, когда спрос на газ упадет до 17,5 трлн куб. Футов в 2050 году, через десять лет после прогнозов МЭА в их аналогичном сценарии. Новый нулевой сценарий BP предполагает гораздо более резкое снижение спроса на природный газ до 11 TCF (30 Bcf / d) к 2050 году (рисунок 5).

В совокупности эти сценарии EIA, IEA и BP дают долгосрочные уровни спроса на природный газ в диапазоне от 11 до 43 TCF в 2050 году.Стоит отметить, что даже в самых агрессивных прогнозах, даже через 20 лет, в 2040 году, по трубопроводной системе США по-прежнему будет проходить от 13 до 17 кубических футов природного газа, что составляет 50 процентов от текущих объемов. Кроме того, сценарии с нулевым показателем включают быстрый рост потребления биогаза и водорода, что указывает на продолжающееся высокое использование существующей системы трубопроводов природного газа в США.

Как упоминалось ранее, с течением времени и в ожидании значительного снижения затрат природный газ потенциально может быть заменен альтернативными видами топлива с нулевым выбросом углерода (например,г., зеленый водород, биометан). В сочетании с результатами ранее обсужденных сценариев, разумно ожидать, что существует необходимость продолжения инвестиций для поддержания этой инфраструктуры в ближайшем будущем, а также обеспечения ее совместимости как с природным газом, так и с альтернативами безуглеродного топлива в мире. будущее.

Отчет Калифорнийского университета в Беркли за 2035 год

Другие сценарии, в которых основное внимание уделяется значительному сокращению выбросов в энергетическом секторе, также продемонстрировали продолжение использования природного газа.Например, в сентябре 2020 года в отчете Калифорнийского университета в Беркли за 2035 год, который нацелен на 90-процентную «чистую» энергетику в США к 2035 году, было обнаружено, что существующие газовые электростанции по-прежнему играли решающую роль в обеспечении надежной работы сети в том году. [ 18] В этом сценарии электростанции, работающие на природном газе, особенно критичны в июле и августе из-за увеличения нагрузки на кондиционирование воздуха в то время, когда в стране наблюдается снижение выработки ветра. В последующем официальном документе этих авторов был исследован ряд вариантов устранения оставшихся 10 процентов выбросов в энергетическом секторе, включая модернизацию существующих газовых заводов с использованием CCS и различных экологически чистых водородных технологий, которые в настоящее время являются «по своей сути спекулятивными».[19] Решения, которые основаны на модернизации существующих электростанций, расположенных по всей территории Соединенных Штатов, в конечном итоге полагаются на постоянное использование трубопроводной системы для подачи необходимого сырья, даже если оно играет меньшую, пиковую роль.

Princeton Net-Zero America потенциальные пути развития

В декабре прошлого года в принстонском Net-Zero America было смоделировано пять путей с нулевым исходом:

Исследование потенциальных путей, инфраструктуры и воздействия с учетом компромиссов стоимости, технологий и осуществимости, которые обычно предполагаются при высокой степени электрификации и глубокой декарбонизации.[20] По пяти сценариям этого исследования, которые варьировались от сценария только с высокой степенью электрификации (E +) до сценария 100% возобновляемых источников энергии и отказа от ископаемого топлива к 2050 году (E +, RE +), четыре из пяти сценариев продолжают потреблять ископаемое топливо после 2050 года. . В то время как общий спрос на электроэнергию увеличивается во всех пяти сценариях (от 115+ до 300+ процентов по сравнению с 2020 годом), потребление природного газа к 2050 году сократится на 50-100 процентов.

Вывод из эксплуатации и добавление мощностей по выработке электроэнергии на природном газе варьируется в зависимости от пяти сценариев, при этом все сценарии требуют увеличения мощности до 2040 года, включая вышеупомянутый сценарий 100% возобновляемых источников энергии без потребления ископаемого топлива после 2050 года.Исследование Princeton также интересно тем, что трубопроводный газ полностью декарбонизируется только в сценариях RE + (100% первичной энергии из возобновляемых источников). Это связано с тем, что природный газ является самым дешевым ископаемым топливом с самым низким содержанием углерода и, следовательно, является одной из последних смесей, подвергающихся декарбонизации.

Примечательно, что в каждом из пяти сценариев значительная мощность газа без улавливания углерода остается в системе (т. Е. Мощность ПГУ и ГН значительно не снижается по сравнению с эталонным сценарием).Как отмечается в исследовании Princeton, это связано с тем, что эти газовые электростанции играют критическую роль в сценариях сильной ветровой и солнечной энергии, обеспечивая ограниченный объем устойчивой пиковой мощности, часто сезонной, для поддержания надежности системы.

Эти типы событий надежности крайне неэкономичны для аккумуляторов из-за их редкости или из-за большого количества часов подряд с дефицитом энергии. Газовые электростанции без улавливания углерода имеют очень высокие переменные затраты с учетом предельных затрат на выбросы углерода.Но они остаются экономичными в этих сценариях из-за нечастости отправки.

Прогнозы, безусловно, могут измениться, о чем свидетельствуют прогнозы МЭА и BP в 2020 году по сравнению с 2019 годом. Но, несмотря на эти изменения, сценарные прогнозы показывают неизменно сильную роль природного газа и других газообразных видов топлива (например, водорода с нулевым содержанием углерода, биометана) в энергетическая система США в нескольких секторах. Движущие силы этих результатов многочисленны и включают взаимодополняющий характер этих газовых ресурсов и возобновляемых источников энергии, а также их способность храниться в течение длительных периодов времени.Использование надежных и управляемых ресурсов, включая электростанции на природном газе с CCUS, для обеспечения надежности и доступности системы, последовательно снижает стоимость глубокой декарбонизации. [21]

Важно отметить, однако, что сценарии глубокой декарбонизации обычно предполагают наличие технологий улавливания и хранения углерода с использованием и без использования (CCS и CCUS) для дальнейшего сокращения углеродного следа использования природного газа с целью достижения нулевых чистых выбросов. . Они также предполагают, что отрасль может значительно снизить факельное сжигание и утечку газа при добыче и по всем трубопроводным системам, что в настоящее время не выполняется (см. Вставку 1).

Без CCS и CCUS, а также целенаправленных усилий по сокращению факельного сжигания и утечки, дальнейшее использование природного газа будет зависеть от соответствующих компенсаций (например, прямой улавливание воздуха, природные решения), многие из которых открыты для критики. Остаются вопросы о двойном подсчете, отсутствии независимой проверки и постоянстве взаимозачета, все это вызывает опасения, что они могут быть формой «зеленого промаха». [27]

Улавливание и хранение углерода

Ценность трубопроводной инфраструктуры в контексте этого анализа заключается в ее способности поддерживать глубокую декарбонизацию энергосистемы за счет эффективного и надежного перемещения топлива, как природного газа, так и газообразного топлива с нулевым выбросом углерода.В свою очередь, очень важно понимать применение улавливания и хранения углерода как с использованием, так и без использования (CCS и CCUS). Ряд исследований показывает, что применение CCS в энергетике, использующей природный газ, может привести к существенной и быстрой декарбонизации, отчасти из-за его способности использовать существующую инфраструктуру, а отчасти потому, что это более дешевый вариант, чем полагаться только на возобновляемые источники энергии или повышение эффективности в ключевые рынки и приложения. [28]

Системы улавливания углерода концентрируют CO2 до 95 процентов или более чистоты, который затем транспортируется либо в соответствующие геологические системы хранения (например,ж., истощенные залежи нефти и газа, глубокие соляные образования, угольные пласты, которые нельзя добывать, и сланцевые бассейны) или используемые для производства товаров.

Возможности CCS существуют на крупных предприятиях, работающих на угле и природном газе, в крупных промышленных источниках, таких как цементные заводы и заводы по производству синтетического топлива, а также на предприятиях по производству водорода из ископаемого топлива. Во многих случаях системы улавливания углерода можно было бы модернизировать на существующих объектах, а голубой водород (водород, полученный с помощью систем природного газа, у которых есть улавливание углерода) можно было бы производить на месте и подавать на новые и существующие электростанции, работающие на природном газе.[29] Этот подход имеет особое преимущество в использовании существующих трубопроводов и заводов с минимальными изменениями.

Существующая технология CCS может улавливать примерно 80-90 процентов CO2, образующегося при производстве электроэнергии. [30] В результате CCS был определен как ключевой компонент декарбонизации энергетического сектора США. Кроме того, некоторые новые системы [31] производят потоки чистого СО2, готовые к использованию или постоянному геологическому захоронению, что эффективно приведет к 100-процентному улавливанию СО2.

Но применение CCS в газовых энергосистемах сталкивается с несколькими ключевыми проблемами:

• Географические ограничения : CCS требует специальных хранилищ CO2, а природные ресурсы хранения CO2 ограничены географически и неоднородно распределены.
• Пределы инфраструктуры: Географические ограничения хранения углерода могут быть решены с помощью трубопроводных сетей CO2. Однако многие существующие заводы не расположены вблизи трубопроводов, и многие из существующих трубопроводов загружены на полную мощность.
• Финансирование: Даже если все технические ограничения будут преодолены, финансирование проектов CCS в энергетическом секторе затруднено и потребует поддерживающей политики. Поскольку CCS не создает новую генерацию (сокращает выбросы и фактически снижает количество электроэнергии, производимой на единицу сжигаемого топлива), финансирование традиционных проектов в области энергетики не поддерживает модернизацию CCS, учитывая, что стоимость оценивается в дополнительные 400 долларов США / кВт для модернизация или 25 долл. США / МВтч [32]. Потребуются инновационные методы финансирования.

Недавние изменения политики позволяют развернуть CCS в США, включая налоговый кредит 45Q, который обеспечивает существенный стимул для применения CCS, и новые государственные стандарты чистой энергии, которые теоретически допускают финансирование CCS через механизмы восстановления ставок. Налоговый кредит 45Q был продлен на два года до конца 2025 года в соответствии с Законом об энергетике 2020 года, принятым в декабре в рамках комплексного закона о стимулах и расходах [33].

Поскольку электростанции, работающие на природном газе, имеют низкие концентрации CO2 в дымовых газах (3–7 процентов) и высокое содержание энергии в топливе, они находятся в невыгодном положении из-за политики, предусматривающей оплату в тоннах, и получают преимущество в результате политики, предусматривающей оплату в мегаватт-часах.Стоимость кредита 45Q рассчитывается из расчета на тонну улавливаемого СО2.

Таким образом, для поддержки финансируемых проектов CCS на природный газ необходимо будет внести поправки в текущую налоговую льготу за 45 квартал. Согласно недавнему документу Центра глобальной энергетической политики, общая кредитная стоимость должна составлять от 60 до 110 долларов за метрическую тонну улавливаемого СО2. [34] Законопроект, внесенный в Сенат 25 марта 2021 года, предоставит именно такую ​​поддержку. Поправки к Закону о налоговых льготах за использование и хранение углерода увеличат налоговый кредит 45Q еще на пять лет до 2030 года, а для установок прямого улавливания воздуха, которые улавливают и надежно хранят СО2 в соляных геологических формациях, увеличивают стоимость кредита 45Q с 50 до 120 долларов за штуку. метрическая тонна для геологического хранения.Кредитная стоимость увеличится с 35 до 75 долларов за метрическую тонну для увеличения нефтеотдачи (ПНП) ​​или для использования в качестве топлива, химикатов и полезных продуктов [35].

Недавнее исследование Института Великих равнин (GPI) [36] предложило еще более низкий порог для примерно 3 процентов мощностей США, работающих на природном газе. Исследование GPI выявило 60 объектов, которые соответствуют критериям краткосрочного и среднесрочного улавливания до 70 миллионов тонн CO2 в год при средней стоимости 57 долларов за тонну. Это снизит общие выбросы CO2 от парка транспортных средств, работающих на природном газе, на 12 процентов без существенной модернизации.Кроме того, исследование выявило 20 газоперерабатывающих предприятий, способных улавливать 4,5 миллиона тонн CO2 в год в краткосрочной и среднесрочной перспективе при средней стоимости 14 долларов за тонну [37].

Расширение CCS также не потребует значительных инвестиций в новую трубопроводную инфраструктуру по сравнению с тем, что в настоящее время тратят США. Для транспортировки и улавливания всего CO2 в краткосрочном сценарии GPI потребуется строительство 29 700 миль трубопроводов для CO2 с инвестициями в размере 16 долларов США.3 миллиарда для всех идентифицированных секторов. Это не слишком дорого по сравнению с 30,5 миллиардами долларов, которые газовая промышленность США потратила на инвестиции в транспортировку и распределение только в 2019 году (обсуждается в разделе 2).

В исследовании Princeton Net-Zero America CCUS широко применяется во всех сценариях, кроме RE +, со скоростью улавливания от 1 до 1,7 миллиарда тонн CO2 в год (что в 2,4 раза превышает объем текущей добычи нефти в США), обслуживая более 1000 к 2050 году по всей стране, при этом большая часть геологических секвестров будет на побережье Техасского залива.Это исследование требует 69 000 миль новых трубопроводов для CO2 стоимостью от 170 до 230 миллиардов долларов. В исследовании также указывается, что удельные затраты на транспортировку и хранение СО2 к 2050 году упадут до 17–23 долларов за тонну [38].

Раздел 2. Обзор газопроводной сети США

В континентальной части США есть три основные системы распределения энергии: электрическая сеть, система трубопроводов сжиженных нефтепродуктов и сеть трубопроводов природного газа. Существующая в США инфраструктура трубопроводов природного газа может поддержать и ускорить переход к энергетическому сектору с нулевым выбросом углерода, а подтверждение приверженности страны Парижскому соглашению и декарбонизация экономики дают дополнительные основания для рассмотрения этой возможности.

Оценка потенциального будущего использования трубопроводной сети как для природного газа, так и для газообразного топлива с нулевым выбросом углерода требует изучения текущих факторов, таких как существующая мощность системы, уровень инвестиций на сегодняшний день, тенденции затрат, тенденции цен и тенденции потребителей. (Эти факторы также подчеркивают, почему потребуется сильная политика, чтобы сделать выбор рынка в пользу низкоуглеродных альтернатив.)

Существующая емкость сети

В настоящее время внутренняя сеть газопроводов США включает около двух.5 миллионов миль трубопроводной инфраструктуры, что делает ее почти в 6,5 раз длиннее, чем межгосударственная система автомагистралей страны. [39] Сеть включает около 300 000 миль транспортных трубопроводов, по которым природный газ перемещается между различными перерабатывающими предприятиями и хранилищами. Он также включает 17 500 миль газопроводов [40], по которым газ транспортируется от производственного объекта, такого как устье скважины, к линии электропередачи. Кроме того, система включает 2,2 миллиона миль распределительных сетей, из которых 923 000 миль — это линии обслуживания клиентов.[41] См. Рисунок 6. Большая часть трубопроводной системы находится под землей и, таким образом, в значительной степени защищена от погодных условий.

Сеть передачи охватывает всю континентальную часть США, а также связана с Канадой и Мексикой (рисунок 7). Существующие трубопроводы в настоящее время транспортируют молекулы природного газа вокруг Соединенных Штатов примерно к 70 миллионам домашних хозяйств, 5,5 миллионам коммерческих потребителей, 182 000 заводов и производственных предприятий и 1 800 электростанциям.[43]

Поскольку потребление природного газа существенно меняется в зависимости от сезона, в США имеется 4,2 куб. Фут. Подземных хранилищ на 385 действующих объектах [44], состоящих из истощенных резервуаров на месторождениях нефти и / или природного газа, водоносных горизонтах и ​​образованиях соляных каверн. Он предназначен для хранения молекул в непиковые периоды (летом) для доставки в пиковые периоды (зимой), обеспечивая в настоящее время возможность хранения в течение восьми недель. Эта сложная и надежная система объединяет наземные и подземные хранилища и обеспечивает высокую степень доставки для конечных пользователей.[45] Это позволяет трубопроводной системе удовлетворять пиковый спрос во время зимнего отопительного сезона, который может превышать 110 миллиардов кубических футов в день (по сравнению с 70 миллиардов кубических футов в день в непиковый период) [46], и трубопроводная система рассчитана на этот пиковый спрос. . Доказано, что водород можно безопасно хранить в соляных кавернах, и в настоящее время он проходит испытания на истощенных нефтяных и газовых месторождениях. [47]

Газовая сеть может обеспечивать большую мощность для удовлетворения переменного спроса — в день пиковой нагрузки сеть природного газа поставляет в четыре раза больше энергии, чем электрическая сеть в день пиковой нагрузки.[48] ​​Иногда в последние зимы природный газ превосходил нефть и становился наиболее потребляемым основным топливом в Соединенных Штатах с точки зрения содержания энергии. [49] Огромный размер пика природного газа является проблемой для полной электрификации, особенно для отопления в зданиях, и будет по-прежнему приводить к большой разнице между пиковым и внепиковым спросом на природный газ. Чистое воздействие на электрическую нагрузку в результате электрификации отопления является важной темой текущих исследований, но выходит за рамки данной статьи.

В дополнение к межсезонному хранению и доставке, эта система спроектирована так, чтобы обеспечить доставку клиентам через физические активы и коммерческие соглашения. Эти аспекты проектирования и коммерческие структуры были включены в федеральную нормативную базу, установленную FERC, которая предусматривала сети передачи с открытым доступом, вторичные рынки мощности и рыночные ставки для подземных хранилищ, и это лишь несколько ключевых аспектов.

Инвестиции на дату

Около половины существующей газотранспортной сети и большая часть местной распределительной сети были проложены в 1950-х и 1960-х годах в период, когда потребительский спрос более чем удвоился после Второй мировой войны.Но сильные инвестиции продолжаются и после этого периода. С 1972 года в инфраструктуру газопроводов США по всей стране было инвестировано более полумиллиона долларов [50]. Только за последнее десятилетие было инвестировано более 200 миллиардов долларов [51], и было построено 170 000 миль новых магистральных трубопроводов [52], чтобы удовлетворить быстрый рост добычи природного газа в США и соответствующий растущий спрос на дешевый природный газ, как для внутреннего использования, так и на экспорт как СПГ.

Например, в 2019 году в систему было включено более 46 проектов магистральных трубопроводов с пропускной способностью 16 млрд куб. Футов в сутки, чтобы обеспечить дополнительную пропускную способность из сланцевых бассейнов, в основном из Пермского бассейна.[53] Эти инвестиции увеличили общую пропускную способность, добавленную в США с 2000 г., примерно до 273 млрд куб. Футов в сутки. [54] В базе данных EIA в настоящее время перечислены еще 129 проектов трубопроводов, разрабатываемых в США [55], с общей пропускной способностью 90 млрд куб. Футов в сутки.

В то время как политическая и общественная оппозиция трубопроводам природного газа усилилась, общие расходы на инфраструктуру природного газа не снизились в последние годы — в основном потому, что инвестиции обусловлены продолжающимся ростом числа конечных пользователей.В то время как большая часть регулирования и негативной реакции была сосредоточена на крупных проектах межгосударственных газопроводов, что привело, например, к отмене трубопроводов Атлантического побережья, Конституции и доступа к северо-востоку, на распределение приходится наибольшая доля инвестиций в газовую инфраструктуру (более 60 процентов от общего количества в 2019 году), как показано на рисунке 8.

Эти инвестиции в распределительную инфраструктуру были обусловлены тремя ключевыми направлениями:

1. Обязательные расходы, такие как замена труб, подверженных утечкам, и программы обеспечения целостности трубопроводов
2. Расходы на надежность, такие как клапаны дистанционного управления и модернизация оборудования
3. Новые связи с клиентами

Что касается новых подключений клиентов, следует отметить, что даже в Калифорнии, где города запрещают подключение новых жилых домов к природному газу [56], общая клиентская база продолжает расти, и в 2019 году SoCalGas добавила около 34 000 новых клиентов.[57]

Динамика затрат

Стоимость отдельного проекта трубопровода может сильно варьироваться в зависимости от размера и местоположения проекта. Например, проект в Новой Англии обычно будет стоить более чем в три раза дороже аналогичного проекта в Пенсильвании из-за более высокой плотности населения и более строгих нормативных требований.

Диаметр трубопровода также является значительным фактором в стоимости проекта (т.е. трубопровод диаметром 48 дюймов значительно дороже, чем трубопровод диаметром 6 дюймов, учитывая необходимость в дополнительной стали).Следовательно, чтобы получить среднюю стоимость на милю трубопровода, затраты обычно сначала рассчитываются на дюйм диаметра.

Средняя реальная стоимость трубопровода на дюйм-милю увеличилась почти на 400 процентов (совокупный годовой темп роста 6,9 процента) в США за последние два десятилетия по сравнению с общей инфляцией в 48 процентов (среднегодовой темп роста 2,0 процента) за тот же период. Для линии электропередачи диаметром 30 дюймов с поправкой на инфляцию стоимость мили составляла 1,97 миллиона долларов в 2000 году и 7 долларов.5 миллионов в 2019 году в результате увеличения числа юридических оспариваний федеральных разрешений со стороны экологических групп и задержек с выдачей разрешений на уровне штата [58]. В 2016 году значительный скачок затрат стал результатом более дорогостоящих проектов Северо-Восточного газопровода (из-за плотности населения и повышенного контроля надзорных органов), которые были разработаны для доставки газа из бассейнов Марцеллуса и Ютики.

Однако четырехкратное увеличение затрат было компенсировано другими факторами, такими как увеличение доходов от чистого объема газа, который в настоящее время транспортируется, что составляет примерно 34 TCF (или 35 квадриллионов БТЕ) в год.[59] Даже 30,5 миллиардов долларов, потраченных на инфраструктуру магистральных трубопроводов и распределительных линий в 2019 году, составляют менее 1 доллара на один миллион британских тепловых единиц (MMBtu). В результате транспортные расходы остались примерно на том же уровне в течение этого 20-летнего периода и составили примерно 1,73 доллара США за миллион БТЕ, или 16 процентов от общей стоимости поставленного газа.

Динамика цен на природный газ

Цена на природный газ значительно снизилась в результате бума добычи сланцевого газа и попутного газа.Трудно представить себе, что цена Henry Hub в 2005 году превысила 19 долларов за миллион БТЕ, учитывая, что текущие зимние цены ниже 3 долларов за миллион БТЕ. Падение цен на природный газ привело к резкому увеличению спроса на природный газ США в экономике США, а в последние годы и из-за рубежа.

За последнее десятилетие спрос на природный газ в США вырос на 22 млрд куб. Футов в сутки (35 процентов). [60] В 2019 году природный газ обеспечивал 35 процентов всей энергии, потребляемой в Соединенных Штатах. [61]

В то время как цена на природный газ снизилась, а расходы на транспортировку остались неизменными, стоимость распределения природного газа — плата, которую местная газовая коммунальная компания (также называемая местной распределительной компанией [LDC]) взимает за доставку газа потребителям, — не изменилась. стабильно росла в течение года.В результате разница между оптовыми и розничными затратами в США увеличилась, несмотря на то, что товарная стоимость природного газа упала. Например, разброс в юго-западном и центральном регионе (Техас, Оклахома, Арканзас, Луизиана) [62] вырос в среднем с 4 до 9 долларов с 2000 года, как показано на рисунке 11.

По этим причинам домашние пользователи не увидели снижения цен из-за снижения базовой цены на сырье, а, скорее, облегчили газовым коммунальным предприятиям перенос затрат на модернизацию и расширение своих систем, при этом клиенты не заметили увеличения поставленная цена газа.Стоимость поставленного природного газа оставалась относительно стабильной на протяжении последнего десятилетия и составляла 10–11 долларов США за миллион БТЕ.

Поскольку цены на сырьевые товары упали, плата за распределение теперь составляет 60 процентов от стоимости газа, поставляемого потребителем (рисунок 12). Огромный объем природного газа, который проходит через нашу систему, в дополнение к более низкой стоимости товара указывает на то, что коммунальные предприятия могут ускорить замену старых и более протекающих распределительных линий без необходимости заметно увеличивать затраты для своих клиентов.

Тенденции клиентов

Общее количество пользователей газа с 2000 года неуклонно увеличивалось на 11,4 миллиона, из которых почти 11 миллионов приходятся на новых конечных потребителей в жилищном секторе. Количество коммерческих пользователей увеличилось на 425 000, в то время как количество промышленных пользователей сократилось на 48 700 в результате перемещения промышленных предприятий за границу для производства [63]. С 2010 года коммунальные предприятия, обслуживающие природный газ, добавляли более полумиллиона потребителей каждый год [64], как показано на рисунке 13, что свидетельствует о том, что ограниченное количество муниципалитетов, запрещающих использование природного газа в новых зданиях, не свидетельствует о более широкой тенденции в остальной части Соединенные штаты.[65] Здесь следует отметить, что электростанции включены в категорию промышленных на этом рисунке. Несмотря на то, что в последние годы появилось большое количество новых газовых электростанций, они по-прежнему составляют небольшую часть базы промышленных потребителей. В целом в США насчитывается 1800 электростанций, работающих на природном газе, из 183 200 промышленных пользователей.

Эти тенденции предполагают, что быстрый переход к поставкам с нулевым выбросом углерода, вероятно, потребует серьезных изменений в политике, чтобы сделать рыночный выбор в пользу низкоуглеродных альтернатив (например,g., водород с низким или нулевым содержанием углерода или электрический нагрев). Этот вывод и его последствия обсуждаются более подробно в разделе 4 настоящего отчета.

Раздел 3: Возможное будущее использование сети трубопроводов США для источников энергии с нулевым выбросом углерода

Расширяющийся характер нынешней сети природного газа может поддерживать поставку топлива с низким и нулевым содержанием углерода (например, водорода, биогаза и синтетического метана) во все секторы экономики через существующую инфраструктуру, включая те сектора, которые широко рассматриваются «Трудно уменьшить» (для которого электрификация в настоящее время не является жизнеспособным путем к нулевым выбросам), например, в промышленных процессах, таких как производство цемента и стали, производство удобрений и большегрузный транспорт.Во многих случаях существующую инфраструктуру трубопроводов необходимо будет модернизировать, чтобы поддерживать растущие уровни безуглеродного топлива.

Водород

Водород все чаще рассматривается как естественное дополнение, партнер или заменитель природного газа. Как и природный газ, сжигание водорода обеспечивает получение высококачественного тепла по запросу. Однако при сгорании водорода не образуются парниковые газы, хотя водород может производить высокие уровни NOx при высоких температурах пламени, если не используется специально технология с низким уровнем выбросов NOx.[66] Таким образом, водород имеет краткосрочное значение, если его можно производить без выбросов парниковых газов и по разумной цене. Сегодня существуют три основных пути получения водорода:

1. Серый водород получают посредством газификации угля или парометанового риформинга, производственного процесса, в котором высокотемпературный пар используется для производства водорода, чаще всего из природного газа. Серый водород создает интенсивные выбросы CO₂. Одним из потенциально богатых и конкурентоспособных по стоимости источника серого водорода, который подвергается дальнейшим исследованиям, является высокосернистый газ.[67]
2. Голубой водород производится из ископаемого топлива с помощью процесса CCS. Единственное отличие от серого водорода состоит в том, что CO₂, выделяющийся при производстве голубого водорода, улавливается посредством CCS. Крупномасштабное производство голубого водорода позволяет сегодня сократить выбросы CO₂ для широкомасштабных применений водорода путем простой модернизации установок для серого водорода с помощью CCS. Сегодня во всем мире работает восемь предприятий, производящих голубой водород в больших масштабах. [68]
3. Зеленый водород (включая возобновляемый водород) производится путем электролиза воды с использованием безуглеродных источников электроэнергии, таких как солнечная энергия, гидроэнергетика, атомная энергия и ветер.Водород получают путем расщепления воды (H₂O) на водород (H₂) и кислород (O₂), и это делает водород, который фактически не содержит углерода. Если используется сетевое электричество, выбросы будут значительными, поэтому требуется электричество с нулевым выбросом углерода. Газификация биомассы — еще один путь к производству возобновляемого водорода. В настоящее время нет установок, которые производят зеленый водород в больших масштабах, хотя действуют два демонстрационных проекта [69].

В настоящее время в Соединенных Штатах ежегодно производится десять миллионов метрических тонн водорода (95 процентов из которых составляет серый водород в результате парового риформинга природного газа в метан).Это равно 3 842 млрд куб. Футов водорода или 10,5 млрд куб. Футов в сутки. В настоящее время водород в основном используется в нефтеперерабатывающей и аммиачной промышленности [70].

Для достижения паритета затрат с природным газом водород должен производиться по цене примерно 0,3 доллара за килограмм. В США затраты на производство серого водорода из 3,50 долларов США за миллион БТЕ газа составляют от 1,0 до 1,5 долларов США за килограмм. Сегодня синий водород можно производить по цене 1,40–2,10 доллара за кг при 60-90 процентах улавливания СО2, в то время как зеленый водород стоит от 4,50 до 8,50 долларов за кг для производства электроэнергии с нулевым выбросом углерода.Углеродный след и несубсидированные затраты на водород представлены на рисунке 14.

В настоящее время синий водород до 80 процентов дороже серого водорода, а зеленый водород до 600 процентов дороже серого водорода.

При цене электролизера 1000 долл. США / кВт затраты на электролизер очень высоки, но эти затраты снижаются примерно на 20 процентов в год [71]. Однако даже если стоимость электролизера упадет на 50 процентов, стоимость зеленого водорода упадет только на 15 процентов.Другими словами, основным фактором стоимости зеленого водорода является стоимость энергии, используемой для его производства.

Избыточное производство возобновляемой энергии от ветряных и солнечных электростанций может быть отправлено в электролизер для производства зеленого водорода. Однако за эти избыточные электроны существует значительная конкуренция, и они, как правило, имеют факторы низкой емкости, что приводит к высоким затратам на производство зеленого водорода. [72] Договоры о покупке электроэнергии для солнечной энергии могут составлять всего 0,025 долл. США / кВтч, но они часто имеют коэффициент мощности 25 процентов.Чтобы производить зеленый водород по доступной цене, необходимы гораздо более высокие коэффициенты мощности. Основное снижение затрат будет обеспечено за счет очень недорогой и очень доступной возобновляемой энергии. Расширение и расширение существующих инвестиционных и производственных налоговых льгот для солнечной и ветровой энергии поможет облегчить производство зеленого водорода.

Хотя многие ожидают быстрого снижения затрат на зеленый водород из-за снижения как энергии с нулевым выбросом углерода, так и затрат на электролизеры, эти подходы не будут широко конкурировать с серым или голубым водородом до 2030 года.[73]

В сценариях, представленных в исследовании Princeton Net-Zero America, водородные системы начинают существенно расширяться, начиная с середины 2030-х годов, достигнув общих объемов водорода в 2050 году в 60 миллионов тонн, или в шесть раз больше производства водорода в США сегодня, что значительно ниже что потребуется для перехода США к экономике, полностью основанной на водороде, но при этом сможет удовлетворить 14 процентов общего спроса на энергию в США. [74]

Ассоциация топливных элементов и водородной энергетики имеет аналогичный амбициозный сценарий, согласно которому производство водорода с нулевым выбросом углерода достигнет 63 миллионов тонн к 2050 году, что приведет к сокращению выбросов парниковых газов (ПГ) в США на 16 процентов и выбросов NOx на 36 процентов.[75]

По этим и другим связанным причинам степень, в которой США смогут увеличить производство водорода до 2040 года, будет зависеть от того, будут ли приняты меры для его поддержки. Такая политика была изложена во всеобъемлющем климатическом плане, выпущенном Специальным комитетом Палаты представителей по климатическому кризису 30 июня 2020 г. [76], и включает:

• Увеличенное финансирование Конгрессом Министерства энергетики (DOE) для усиления и расширения исследований водорода.
• Налоговые льготы Конгресса для промышленного использования водорода и производства водорода с низким уровнем выбросов (e.g., технологически нейтральный налоговый кредит на производство водорода с низким уровнем выбросов на основе вытесненных выбросов). Следует отметить, что налоговой льготы на производство в размере 0,70 доллара США / кг для голубого водорода и 1,00–1,50 доллара США / кг для зеленого водорода было бы достаточно для стимулирования коммерческого использования и запуска большего числа проектов. [77]

• Инвестиционный налоговый кредит для конечного использования промышленного водорода, такого как модернизация оборудования на предприятиях, которые переходят с нагрева или процессов с интенсивным выбросом загрязняющих веществ на использование водорода.

Еще один способ, которым правительство США могло бы помочь в создании рынка водорода, — это зеленые закупки. Министерство обороны США закупает 4 процента всего топлива в Соединенных Штатах и ​​может начать закупку водородного топлива с нулевым содержанием углерода в дополнение к стали и химическим веществам, производимым с использованием водорода с нулевым содержанием углерода.

Нефтяная и газовая отрасли могут помочь стимулировать производство водорода в рамках долгосрочной стратегии диверсификации и способа повысить свою социальную лицензию на деятельность.В опросе, проведенном в 2020 году более 1000 старших специалистов нефтегазовой отрасли, каждый пятый (21 процент) сказал, что их организация уже активно выходит на рынок водорода, а 42 процента заявили, что их организация намерена инвестировать в водород в 2020 году (по сравнению с 20 процентов в 2019 г.) [78]

В 2019 году администрация Трампа запустила [адрес электронной почты] [79] программу по изучению потенциала для широкомасштабного производства и использования водорода в Соединенных Штатах. Программу возглавляет Национальная лаборатория возобновляемых источников энергии с выделением 100 миллионов долларов на пять лет.20 июля 2020 года Министерство энергетики объявило о выделении примерно 64 миллионов долларов в 2020 финансовом году для 18 проектов, которые будут поддерживать видение [защищенной электронной почтой] по доступному производству, хранению, распределению и использованию водорода.

В октябре 2020 года Управление энергоэффективности и возобновляемых источников энергии Министерства энергетики и Генеральное управление климата и энергетики Нидерландов при Министерстве экономики и климатической политики опубликовали заявление о намерениях по сотрудничеству. Благодаря этим усилиям будут собраны реальные данные о водородных приложениях, которые будут служить ориентиром для будущих исследований и демонстрационных разработок в области водорода обеими организациями.[80]

Эти проекты и внимание Министерства энергетики США к более широкому внедрению водорода помимо водородных ячеек для транспорта являются хорошей отправной точкой для развития передовых водородных технологий, но их будет недостаточно для создания водородной экономики в США. США необходимо принять подход, аналогичный подходу ЕС, который планировал потратить 820 миллиардов евро к 2050 году на производство и внедрение водорода [81]. Президент Байден назвал возобновляемый водород одним из приоритетов инноваций в своем Плане по изменению климата.[82] Помимо финансирования технологий, вероятно, потребуется значительный план просвещения и информирования общественности, чтобы смягчить некоторые представления об опасности, связанной с воспламеняемостью водорода и другими характеристиками.

Технические аспекты транспортировки водорода по газопроводным сетям

В тех отраслях экономики, где электрификация не может заменить природный газ, таких как производство стали и другие теплоемкие промышленные процессы, водород может играть ключевую роль.Но для того, чтобы добраться до этой точки, потребуется немало времени и инвестиций, даже если будет использоваться только существующая система трубопроводов природного газа.

Самый экономичный способ транспортировки водорода — по трубопроводу. Только ограниченное количество водорода можно транспортировать автомобильным или железнодорожным транспортом, а поскольку водород имеет относительно низкую объемную плотность энергии, его транспортировка, хранение и окончательная доставка к месту использования сопряжены со значительными затратами и делают железнодорожный или автомобильный транспорт неэкономичным по сравнению с трубопровод, который позволяет транспортировать значительно большие объемы.[83] В настоящее время в США протяженность водородных трубопроводов составляет 1 600 миль (по сравнению с 2,5 миллионами миль трубопроводов природного газа или 0,064 процента газовой сети). Эти трубопроводы в основном расположены в районе побережья Мексиканского залива, где сосредоточены крупные заводы по переработке водорода и химические заводы [84].

Потенциальное введение водорода в существующую сеть трубопроводов природного газа в настоящее время ограничено техническими проблемами, которые зависят от состояния и роли трубопровода (например, передача или передача газа).распределение), состав, давление и настройка. Эти проблемы включают утечку, безопасность и работу. Хотя водород можно до определенной степени подмешивать в существующие системы природного газа с минимальным риском, переход на более крупные фракции (то есть более 20 процентов) создает серьезные проблемы. Но в настоящее время изучаются решения этих проблем, чтобы определить, как увеличить это соотношение смешивания, продолжая использовать существующую сеть. [85]

Материалы трубопровода

Примерно 96 процентов наземных и морских трубопроводов природного газа в США изготовлены из стали.[86] Линии передачи редко имеют проблемы с утечками, потому что, учитывая объем и давление газа, протекающего по ним, утечки слишком дороги и опасны, чтобы их не ремонтировать. Основная проблема при перемещении водорода по существующим линиям электропередачи будет связана с эффектом водородного охрупчивания (когда водород заставляет металл начать трескаться и ломаться) с течением времени. Высокопрочные стали, которые спроектированы таким образом, чтобы выдерживать большее напряжение (измеряемое в килограммах на квадратный дюйм или тыс. Фунтов на квадратный дюйм), более восприимчивы к водородной хрупкости, поэтому использование более толстых, низкопрочных сталей, таких как низкоуглеродистые. сварная труба из нержавеющей стали — рекомендуется для водородных трубопроводов.[87]

В то время как чугунные трубопроводы (все еще встречаются на северо-востоке США) полностью несовместимы с водородом, пластиковые трубопроводы не сталкиваются с проблемами охрупчивания, которые возникают в стальных трубопроводах с водородом. Считалось, что водород утекает из пластиковых трубопроводов быстрее, чем природный газ, но недавние исследования показали, что эти скорости утечки аналогичны природному газу. [88] Было показано, что нанесение эпоксидной смолы на медной основе для тонкого покрытия трубы успешно удерживает все газовые смеси, а резьбовые фитинги предотвращают утечку водорода.[89]

Полиэтилен (PE) — наиболее распространенный пластик, используемый сегодня, — трубы, как было показано, совместимы с водородом и используются для перевода газовой сети в Лидсе, Англия, на 100% водород к 2028–2035 гг. [90] Одно исследование подсчитало, что ежегодные потери водорода из-за утечки через полиэтиленовые трубопроводы составляют примерно 0,0005–0,001 процента от общего транспортируемого объема. Другие исследования показали, что полиэтилен высокой плотности совместим с высоким содержанием водорода.[91]

Другие возможные решения включают использование композитных (армированных стекловолокном пластика [FRP]) трубопроводов для распределения водорода. Затраты на установку трубопроводов из стеклопластика примерно на 20 процентов меньше, чем у стальных трубопроводов, поскольку стеклопластик может быть получен на участках, которые намного длиннее стали (до 0,5 мили), что сводит к минимуму требования к сварке. [92] По мере появления все большего количества данных о том, какие типы пластиковых трубопроводов лучше всего подходят для транспортировки водорода, коммунальные предприятия могут быть поощрены использовать эти трубы в своих программах замены магистральных сетей.

Поскольку затраты на строительство крупномасштабной специализированной системы водородных трубопроводов будут значительными, а завершение строительства общенациональной сети может занять десятилетия (и столкнуться со многими проблемами разрешений, с которыми сегодня сталкиваются трубопроводы природного газа), необходимо найти способы использования существующих природных газопроводов. газовая система может ускорить более широкое внедрение водорода.

В рамках ряда пилотных проектов проверяется, как водород взаимодействует с существующими материалами трубопроводов, и в США на данный момент успешно протестированы концентрации водорода до 5 процентов (95 процентов природного газа).[93] Текущие испытания также рассматривают, какие концентрации можно использовать в обычных стальных трубопроводах, не вызывая проблем с охрупчиванием.

Относительно низкие концентрации водорода (5–20 процентов по объему) кажутся возможными с очень небольшими модификациями существующих трубопроводных систем или устройств конечного использования. [94] (Требования к конечному использованию, как правило, являются наиболее ограничивающими условиями для увеличения уровней смеси водорода в природном газе. Текущие конечные устройства [например, двигатели, промышленные горелки, турбины, бытовые и коммерческие приборы] оптимизированы для использования с чистым природным газом.Изменение состава подаваемого газа может привести к таким изменениям, как теплотворная способность, стабильность пламени, пределы продувки и обратная вспышка. [95] Как в США, так и в Европе проводится ряд исследований для проверки совместимости смесей водорода с приборами. [96]) По мере увеличения концентрации водорода потребуются изменения в существующих трубопроводах, такие как замена более старых и высокопрочных сталей. трубопроводы, предварительное покрытие стальных трубопроводов более низкой прочности, добавление новых компрессорных станций и оборудование для регулирования давления, которые могут привести к тому, что объемы водорода значительно превысят этот 20-процентный порог без ущерба для безопасности или целостности трубопроводной системы.[97]

Но не всю трубопроводную систему США нужно сразу переводить на водород. Несмотря на то, что система обширна, она также может быть изолирована, так что проверка совместимости с водородом может быть постепенной. Например, конкретные варианты использования (например, для конкретного коммунального предприятия или промышленной зоны или жилого района с замкнутым контуром) могут быть протестированы в качестве пилотных проектов, и ряд коммунальных предприятий США начали это делать. [98] Более того, многие промышленные пользователи могут выбрать производство водорода на месте, как это происходит сегодня [99], или могут сначала сосредоточить свои усилия на таких регионах, как побережье Мексиканского залива.
Поэтапный подход, при котором смешивание водорода изолировано в определенных областях, может быть полезным для директивных органов, позволяя им определить наиболее подходящие участки системы для водорода, которые нужно сначала ввести, а затем установить политические стимулы, поскольку лучше известно, какие материалы и конечные пользователи наиболее совместимы для дальнейшего расширения водорода.

Проблемы безопасности

Распределительные трубопроводные системы обычно меньше по диаметру, чем магистральные трубопроводы, и, как уже упоминалось, построены из нескольких видов материалов, включая значительный процент пластиковых труб.Отказы распределительных трубопроводов почти всегда связаны с утечками, а не с повреждениями, поскольку внутреннее давление газа намного ниже, чем в линиях электропередачи. Водород — молекула гораздо меньшего размера, чем метан, поэтому скорость его утечки через стенки труб и стыки примерно в три раза выше, чем у природного газа. Водород является чрезвычайно легковоспламеняющимся веществом, что делает его опасным для воспламенения даже в небольших концентрациях, хотя утечки будут быстрее распространяться в воздухе из-за его низкой плотности и высокой степени молекулярной диффузии.Воспламеняемость остается серьезной проблемой для распределительных трубопроводов в жилых районах. [100]

Поскольку большинство систем обнаружения утечек настроено на обнаружение метана, их также необходимо модернизировать. [101] Характер дисперсии водорода отличается от поведения других газов, учитывая небольшой размер атомов водорода, и он бесцветен, не имеет вкуса и запаха, поэтому для его обнаружения потребуются специальные датчики или одоризация. Некоторые предложения также включают окрашивание водорода.

Еще одно соображение — состав природного газа в трубопроводе.Водород имеет одну треть теплотворной способности природного газа на кубический фут, поэтому в системе трубопроводов потребуются значительно более высокие физические объемы водорода, поскольку он замещается природным газом. Поскольку компрессоры работают на основе объема, а не содержания энергии, для перемещения сопоставимого количества энергии потребуется значительно более высокая мощность сжатия, по сравнению с потребляемой мощностью природного газа. Это также потребует изменения измерений как на городских воротах, так и на жилом уровне.

Операторы трубопроводов сосредоточены на надежности и безопасности, поэтому проверка повышенных концентраций водорода в системе будет медленным и стабильным процессом. В то время как коммунальные предприятия США обращают внимание на Европу, то, что работает в европейских трубопроводных системах, может быть не так легко применимо в США. Региональные различия в системе США с точки зрения используемых материалов трубопроводов, скорости потока и давления будут определять, сколько водорода может попасть в систему в каждом конкретном случае; Один размер не подходит для всех.

Есть много неизвестных о совместимости водорода с системой США и о том, какие концентрации могут быть безопасно добавлены без ущерба для нашей существующей инфраструктуры или повышенного риска возгорания. В то время как Министерство энергетики США исторически фокусировало инвестиции в исследования водорода в топливные элементы, недавние призывы к Соглашению о совместных исследованиях и разработках показывают, что Министерство энергетики применяет более целостный подход к разработке водорода, чтобы стимулировать развитие во всех секторах. [102] В сочетании с исследованиями и разработками, проводимыми в Европе, Австралии и Японии, а также с повышенным интересом нефтегазовых компаний к инвестированию в водород, многие из этих неизвестных могут стать известными в ближайшие пять лет.

Биометан

Биометан (также известный как возобновляемый природный газ) представляет собой почти чистый источник метана, получаемый либо путем «улучшения» биогаза, либо путем газификации твердой биомассы с последующим метанированием.

Биогаз

Газообразное топливо (биогаз), полученное из биомассы, отличается от природного газа тем, что оно производится естественным путем при разложении органических отходов и, таким образом, является возобновляемым источником энергии. Биогазы включают ряд газовых составов, но обычно на 50–70 процентов состоят из метана, причем большую часть баланса составляет CO2 вместе с небольшими количествами азота, кислорода и сероводорода.Биогазы со значительной энергетической ценностью могут быть произведены путем преднамеренного или непреднамеренного аэробного (с кислородом) или анаэробного (без кислорода) переваривания или ферментации биоразлагаемых органических веществ. [103]

Биогаз также можно превратить в биометан или возобновляемый природный газ (ГСЧ) путем удаления CO2 и других загрязняющих веществ, а затем закачивания в трубопроводы природного газа или использования в качестве автомобильного топлива. Биогаз превращается в чистый метан за счет удаления воды, двуокиси углерода, сероводорода и других микроэлементов.Этот улучшенный биогаз сопоставим с обычным природным газом и, таким образом, может закачиваться в трубопроводную сеть взаимозаменяемо с природным газом или использоваться в качестве транспортного топлива в сжатом или сжиженном виде.

Поскольку большинство источников биогаза, таких как свалочный газ, очистители навоза домашнего скота или очистные сооружения, меньше по размеру и более географически разбросаны по сравнению с нынешними площадками газовых скважин, их необходимо объединить в централизованную систему для обработки, чтобы сделать экономически выгодным. смысл.Здесь следует отметить, что газ с высоким содержанием CO2 не представляет проблемы для пластиковых трубопроводов, поэтому для подачи биогаза на центральную технологическую установку не требуются специальные материалы.

Поскольку биогаз считается возобновляемым источником энергии, многие штаты предлагают стимулы для производства биогаза или сжигания биогаза, или того и другого. [104] Другие стимулы, которые могут способствовать использованию биогаза, включают налоговые льготы на производство, прямые гранты и финансирование под низкие проценты. Биогаз можно использовать для производства тепла и электричества для использования в двигателях, микротурбинах и топливных элементах.Сырье для получения биогаза также можно использовать совместно с ископаемым топливом на электростанциях.

Использование одних видов биогазового сырья в существующей газопроводной сети обходится дороже, чем других. Например, биогазовые установки, которые используют сырье, в основном находящееся в сельской местности (например, навоз и энергетические культуры), вероятно, будут дальше от существующих линий и, следовательно, будут иметь более высокие транспортные расходы. В таких случаях использование биогаза для производства электроэнергии может быть более прибыльным, чем превращение его в биометан и подачу его в трубопровод.Обратное, скорее всего, будет верным для очистных сооружений и, в некоторой степени, для свалочного газа, которые обычно расположены ближе к существующим линиям. [105]

В настоящее время в Соединенных Штатах имеется 2200 действующих биогазовых систем во всех 50 штатах, и есть потенциал для добавления более 13 500 новых систем. [106] Согласно последнему анализу потенциала ГСЧ Национальной лаборатории возобновляемых источников энергии, опубликованному в 2014 году, потенциальные годовые поставки составляют 16 миллионов тонн метана, или более 756 миллиардов кубических футов (Bcf), или 2 Bcf / d из биогенного сырья).[107]

Ключевым пределом для биогаза является поставка, за которой следует стоимость. Даже при значительном увеличении производства производство биогаза может обеспечить к 2040 году лишь от 3 до 5 процентов всего внутреннего рынка природного газа по цене 5–6 долларов США за миллион БТЕ [108]. Хотя этот ресурсный потенциал кажется небольшим, и его легко упустить из виду, эти ресурсы отходов используются недостаточно и предоставляют возможность для снижения выбросов парниковых газов и производства возобновляемого топлива. [109]

В исследовании Princeton Net-Zero America биогаз в основном используется для производства водорода с улавливанием углерода.Он используется в энергосистеме, когда пути к отрицательным выбросам жизненно важны (задержка электрификации), возобновляемые источники энергии ограничены, а запасы биомассы высоки.

Биометан из синтетического газа

Возможность получения биометана в результате газификации, а не анэробного сбраживания, значительно увеличит потенциальные поставки. Биометан из синтетического газа производится с использованием древесной биомассы, которая сначала разрушается при высокой температуре (от 700 до 800 ° C) и высоком давлении в среде с низким содержанием кислорода.В этих условиях биомасса превращается в смесь газов, в основном оксида углерода, водорода и метана (синтез-газ). Этот синтез-газ можно преобразовать в метан высокого качества путем метанирования. [110]

Затем в процессе метанирования используется катализатор для ускорения реакции между водородом и монооксидом углерода или CO2 с образованием метана. Любой оставшийся CO2 или вода удаляются в конце этого процесса.

В отличие от биометана в результате разложения, производство биометана в результате газификации позволяет преобразовывать в биометан более широкий спектр видов топлива из биомассы, таких как древесина.[111] В настоящее время осуществляется несколько демонстрационных проектов по термической газификации древесной биомассы (например, проект GoBiGas мощностью 20 МВт в Гетеборге, Швеция). [112]

Синтетический метан

Синтетический метан, также известный как замещающий природный газ (SNG), или синтетический природный газ, представляет собой топливный газ, который можно производить из ископаемого топлива или с использованием возобновляемой электроэнергии в системах преобразования энергии в газ. В результате синтетический метан, как и зеленый водород, может поддерживать электрические системы с высоким уровнем возобновляемой электроэнергии, предлагая вариант долгосрочного хранения избыточной солнечной и ветровой генерации.Это позволяет использовать возобновляемые источники энергии для производства квазиископаемого топлива (т. Е. Преобразования энергии в газ).

В процессе метанирования используется CO2, например, при производстве биогаза, и в сочетании с водородом (h3) из избыточной возобновляемой электроэнергии образуется метан (т.е. энергия в метан [PtM]), который можно не только просто и экономично распределять в сеть природного газа, но также могут храниться в течение более длительных периодов времени.

Использование SNG в сети выгодно, так как он идентичен природному газу и совместим со всеми сетевыми устройствами.В отличие от водорода, использование SNG в сети не имеет ограничений, и приборы, работающие на природном газе, могут работать на SNG. Также в газовой сети может храниться большое количество СНГ, что исключает необходимость строительства дополнительных хранилищ.

Оценки стоимости синтетического метана значительно различаются, но остаются значительно выше, чем только биометан или водород: на 2030 год около 23–110 долларов США / ММБТЕ, а на 2050 год — около 15-60 долларов США / ММБТЕ. [113] Различные предположения относительно стоимости возобновляемой электроэнергии и нагрузки электролизера являются основными причинами такого большого диапазона.[114] PtM нужны низкие затраты на электроэнергию, значительно более низкие капитальные затраты (в настоящее время до 1800 долларов на установленный кВт) и большое количество рабочих часов (более 3000), чтобы достичь цены, аналогичной природному газу. [115]

Процессы цепочки PtM широко развиты. Однако на сегодняшний день накоплен небольшой опыт работы со всей системой PtM, и существует лишь несколько проектов по всему миру — большинство из них в Германии, крупнейшим из которых является завод Audi e-Gas мощностью 6 МВт в Вертле. [116] PtM может сыграть важную роль в будущем энергетическом секторе, но необходимо разработать дальнейшие проекты и значительно снизить затраты.Однако, если синтетический метан действительно будет развиваться по этим направлениям, его сходство с природным газом сделает его особенно подходящим для использования в существующей трубопроводной сети США.

Раздел 4: Рекомендации для политиков

Как обсуждалось в этом отчете, проведенный на сегодняшний день анализ показывает, что природный газ будет продолжать использоваться по крайней мере в течение следующих трех десятилетий, а также увеличится использование газообразного топлива с низким и нулевым содержанием углерода. Эти прогнозы приводят к ключевому вопросу: как можно лучше ограничить текущие выбросы парниковых газов в газопроводной сети США и приспособить ее для транспортировки все более низкоуглеродного топлива?

Две конкретные политические рекомендации направлены на решение этого важного вопроса:

1. Изменить правила обнаружения и ремонта утечек метана, чтобы снизить выбросы в существующую трубопроводную сеть.
2. Расширить существующие регулирующие полномочия, чтобы можно было модернизировать систему передачи и распределения для большего использования водорода в трубопроводной сети, и увеличить финансирование НИОКР для проверки целостности трубопроводной системы с более высокими уровнями водорода и других видов топлива с нулевым выбросом углерода.

Первая рекомендация обсуждается больше, чем вторая в этом разделе. Имеется достаточно данных о существующей трубопроводной сети, чтобы дать подробные рекомендации по политике о том, как сделать нашу нынешнюю систему максимально низкими выбросами.Но еще многое предстоит узнать о том, как сделать нынешнюю систему совместимой с повышенным использованием водорода и других видов топлива с нулевым содержанием углерода, а также о том, какие материалы лучше всего подходят для этого. Конкретные политические предложения по второй рекомендации станут более ясными в ближайшие несколько лет после того, как начнется работа ряда пилотных проектов, частно-государственные партнерства расширят исследования и разработки по увеличению использования водорода, а правительство направит больше средств на решение этой проблемы в экономике. -широкий масштаб.

Рекомендация 1. Измените правила обнаружения и ремонта утечек метана, чтобы сделать существующую трубопроводную сеть с максимально низким уровнем выбросов.

Утечки метана являются основным воздействием трубопроводной инфраструктуры на климат. При транспортировке и распределении природного газа метан может выделяться из множества источников, включая неисправные трубопроводы и клапаны, пневматические контроллеры и несгоревший метан в выхлопных газах работающих компрессорных станций. [117] Если в США будет достигнут значительный прогресс в отслеживании и сокращении общесистемных выбросов метана, углеродоемкость природного газа может быть улучшена.

Распределительные линии, которые составляют большую часть миль газовой инфраструктуры, также являются причиной значительного количества утечек. В исследовании, опубликованном в июле 2020 года, было подсчитано, что выбросы метана из распределительных трубопроводов США примерно в пять раз превышают оценки EPA с более чем 630 000 утечек в распределительных сетях США, что приводит к выбросам метана в размере 0,69 миллиона тонн в год, или 7,6 процента от общих выбросов метана в США. [118]

Выбросы метана на разведке (например, сжигание) представляют собой еще одну возможность для уменьшения воздействия на окружающую среду существующей системы трубопроводов природного газа.[119] Эти выбросы выходят за рамки данного отчета.

Ускорение темпов замены оставшихся чугунных трубопроводов

По состоянию на конец 2019 года примерно 97 процентов распределительных трубопроводов природного газа в США были сделаны из пластика или стали. Остальные 3 процента — это в основном железные трубы.

Стальные трубопроводы без покрытия известны как стальные трубопроводы без покрытия, и хотя многие из этих трубопроводов были выведены из эксплуатации, некоторые из них все еще работают. Из-за возраста и отсутствия защитного покрытия, как правило, стальные трубопроводы без покрытия подвергаются более высокому риску утечек или разрывов по сравнению с некоторыми другими трубопроводами и кандидатами на программы ускоренной замены.[120] Несмотря на свою небольшую долю в общей сети, чугунные трубы являются причиной 10 процентов всех утечек в распределительных сетях США. [121] Это означает, что относительно небольшие объемы замены могут привести к значительному сокращению выбросов.

Количество используемых трубопроводов из чугуна и кованого железа значительно сократилось в последние годы из-за усиления государственных и федеральных инициатив по безопасности. В 22 штатах полностью ликвидированы линии распределения природного газа из чугуна или кованого железа в пределах своих границ.[122] Большинство оставшихся железных распределительных трубопроводов расположены в восточных штатах, и программы замены продвигаются медленно.

Например, в округе Колумбия последнее решение Комиссии по коммунальным услугам по пересмотренному плану ускоренной замены труб Washington Gas and Light было принято в 2014 году. Программа «Замена основных чугунных труб» включает 428 миль магистральных и 8625 коммуникационных линий. и был расширен за счет включения 66 миль чугуна большого диаметра. При сметной стоимости в 800 миллионов долларов [123] проект предусматривал надбавку в размере 49 долларов в год, или 4 доллара.08 в месяц, для среднего потребителя отопления жилых домов в 2019 году. [124] В том же году, через пять лет после принятия плана, все еще оставалось заменить 405 миль чугунных магистралей, а программа была завершена через 40 лет. [125]

Учитывая, что стоимость поставленного природного газа оставалась неизменной в течение последнего десятилетия, а фьючерсы на природный газ в США торгуются ниже $ 3,00 / млн БТЕ до 2030+, [126] штаты должны подтолкнуть коммунальные предприятия к установлению более жестких сроков замены чугунных трубопроводов. , так что к 2030 году вся система США будет свободна от чугуна, и конечным пользователям не придется постоянно платить, что может быть огромной надбавкой.

Обязательная замена устаревшего трубопровода

Возраст трубопроводов и магистралей имеет значение. Примерно 35 процентов распределительной системы США старше 50 лет [127], и политика государства должна предусматривать замену этой инфраструктуры, учитывая сильную корреляцию между возрастом трубопроводной инфраструктуры более 50 лет и утечками (рисунок 15).

Государства упростили для НРС передачу потребителям затрат на техническое обслуживание и замену распределительных линий.В 42 штатах, в том числе в округе Колумбия, есть специальные механизмы ставок, которые способствуют ускоренной замене трубопроводов, но программы все еще могут быть завершены в течение 20-40 лет, что в некоторой степени противоречит принципу ускоренной замены трубопроводов. программа замены. [129] Эти правила должны быть распространены на все 50 штатов, а крайние сроки замены должны быть установлены на 2030 год.

Принятие целевых показателей по сокращению выбросов метана на государственном уровне для предприятий газоснабжения

Государства могут повысить экологические показатели трубопроводной системы, приняв целевые показатели по сокращению выбросов метана для коммунальных предприятий или предписаний.[130] В настоящее время Калифорния — единственный штат, который установил цель по сокращению выбросов метана для газовых коммунальных предприятий. Штат также привязал свои коммунальные тарифы к сокращению выбросов метана при использовании природного газа.

Решение Комиссии по коммунальным предприятиям Калифорнии реализовало следующие директивы:

1. Годовая отчетность для отслеживания выбросов метана
2. Двадцать шесть обязательных передовых практик по минимизации выбросов метана, относящиеся к политикам и процедурам, ведению документации, обучению, обучению опытного персонала, обнаружению утечек, ремонту утечек и предотвращению утечек
3. Двухлетний план соответствия, включенный в годовые планы респондентов по безопасности газа, начиная с марта 2018 г .; и выбросы учтены все утечки и сброшенные выбросы природного газа
4. Процесс возмещения затрат для облегчения рассмотрения Комиссией и утверждения дополнительных расходов для внедрения передового опыта (BP), пилотных программ и исследований и разработок

Калифорния поставила перед своими коммунальными предприятиями агрессивные цели по сокращению выбросов.Снижение уровня 2015 года на 40 процентов к 2030 году не обязательно должно быть национальным стандартом, но если коммунальные предприятия должны быть стимулированы к ускорению улучшений своих газовых сетей, общесистемный целевой показатель сокращения выбросов метана и привязка тарифов коммунальных услуг к этим сокращениям могут быть действенный инструмент.

Обновление федеральных трубопроводных стандартов

Безопасность трубопроводной сети контролируется Управлением по безопасности транспортных трубопроводов и опасных материалов (PHMSA), в то время как Управление транспортной безопасности является ведущим федеральным агентством по безопасности трубопроводов.

PHMSA в настоящее время устанавливает минимальные стандарты трубопроводов для США, которые государства могут использовать. На сегодняшний день правила PHMSA были в первую очередь сосредоточены на безопасности трубопроводной системы с очень небольшим учетом воздействия на окружающую среду.

Закон о консолидированных ассигнованиях от 2021 года, раздел R, вступивший в силу 27 декабря 2020 года, возложил на PHMSA ответственность за обнаружение утечек и ремонт трубопроводов «в целях обеспечения безопасности газопровода… и защиты окружающей среды.[131] Закон о защите нашей инфраструктуры трубопроводов и усилении безопасности требует принятия новых нормативных актов в течение года с целью установления минимальных стандартов производительности для новой трубопроводной инфраструктуры по обнаружению и ремонту утечек метана. Некоторые предлагаемые нормативные изменения, которые PHMSA может внести, следующие:

Требовать ежегодных проверок

Согласно действующим правилам, операторы трубопроводов должны проводить периодическое патрулирование утечек, во время которого трубопроводная система визуально проверяется на наличие признаков утечки газа, таких как изменение растительности и сильная активность насекомых, которые могут указывать на присутствие природного газа.Эти визуальные проверки дополняются проверками утечек, в которых используются пламенно-ионизационные устройства или другое оборудование для обнаружения газа в воздухе.

Частота, с которой необходимо проводить патрулирование и обследования, зависит от характера трубопроводной системы (например, от различных типов труб и их расположения), и эти факторы определяют риск для общественной безопасности. Транспортные трубопроводы, по которым природный газ транспортируется с мест добычи и переработки к крупным потребителям и местным коммунальным предприятиям, обычно считаются представляющими наибольший риск, поскольку по ним транспортируются большие объемы газа под высоким давлением.Таким образом, правила PHMSA требуют, чтобы магистральные трубопроводы проверялись чаще, чем более мелкие распределительные трубопроводы с более низким давлением, по которым газ доставляется конечным потребителям. [132]

Правила PHMSA требуют, чтобы и передающие, и распределительные трубопроводы в населенных пунктах проверялись чаще, чем в менее населенных. Распределительные трубопроводы, расположенные в деловых районах, должны обследоваться ежегодно, в то время как распределительные трубопроводы в большинстве других регионов должны обследоваться только каждые пять лет.

Требование ежегодного обследования всех линий электропередачи и распределения — особенно с помощью новых и менее затратных технологий, таких как наблюдение с помощью беспилотных летательных аппаратов или вертолетов, — и обязательное незамедлительное устранение обнаруженных утечек значительно улучшат экологическую целостность трубопроводной сети США.

В соответствии с Законом о безопасности трубопроводов природного газа [133] штаты могут налагать дополнительные или более строгие требования, чем PHMSA, к определенным операторам трубопроводов, но только в отношении трубопроводов внутри штата.Что касается обнаружения утечек, только 18 штатов и округ Колумбия имеют правила, регулирующие частоту патрулирования и обследований трубопроводов (по состоянию на 2015 год) [134]. Изменить правила на федеральном уровне было бы гораздо эффективнее, чем ждать, пока все 50 штатов примут эти стандарты. Кроме того, они будут применяться к внутригосударственным и межгосударственным трубопроводам.

SoCalGas, например, потратит 5,9 миллиона долларов в 2021 году на аэрофотосъемку 19 377 миль трубопроводов и распределительных линий, включая стоимость анализа данных и реагирования на утечки.[135] Для очень грубого приближения это составляет 304 доллара за милю (и это верхний предел отраслевых оценок, не считая более низкой стоимости использования дронов). Если бы все 2,5 миллиона миль трубопроводной инфраструктуры США были обследованы за год, это составило бы около 760 миллионов долларов, или 2 процента от того, что отрасль потратила на инфраструктуру в 2019 году. к объему газа в трубопроводной системе (34 триллиона кубических футов) это добавит не более 0,02 доллара США за миллион БТЕ.

Изменение критериев устранения утечек

Согласно действующим правилам PHMSA, утечки в трубопроводной системе классифицируются как опасные или неопасные. Классификация утечки как опасной или неопасной обычно основывается на ее близости к людям и имуществу, а не на ее размере; утечки в населенных пунктах считаются более опасными, чем утечки в удаленных местах. Таким образом, утечки в изолированных зонах могут быть классифицированы как неопасные и не устраняться, даже если они выделяют значительное количество природного газа.[136]

PHMSA классифицирует утечки на три категории в соответствии с этими директивами: Утечки 1-го уровня являются опасными и должны быть устранены немедленно. Утечки степени 2 потенциально опасны и должны быть устранены в течение одного года в соответствии с требованиями Министерства транспорта. Утечки степени 3 не опасны и должны ежегодно устраняться или контролироваться. [137]

Всего пять штатов — Флорида, Канзас, Мэн, Миссури и Техас — приняли свои собственные правила техники безопасности, устанавливающие временные рамки для устранения неопасных утечек.Во всех других штатах операторы трубопроводов могут и часто оставляют такие утечки не устраненными в течение месяцев или даже лет, независимо от их воздействия на окружающую среду, поскольку государственные коммунальные комиссии не имеют полномочий регулировать экологические последствия. Поэтому PHMSA необходимо классифицировать утечки в соответствии с воздействием на окружающую среду, а не только воздействием на безопасность.

Не только коммунальные предприятия не обязаны по закону устранять неопасные утечки, но и после постановления Верховного суда от 1935 года (газ Западного Огайо против Комиссии по коммунальным предприятиям) коммунальные предприятия могут возмещать затраты на утечку газа, передавая их потребителям через их тарифная база.Операторы трубопроводов могут возмещать стоимость газа, измеряемую как разницу между потоками газа в трубопроводную систему и из нее. Очень мало внимания уделяется тому, действительно ли заявленные потери газа неизбежны. Если утечку можно устранить экономически, ее нельзя считать неизбежной, и, таким образом, трубопроводная компания не должна иметь возможность возместить стоимость потерянного газа.

Требовать уведомления обо всех утечках

Хотя операторы трубопроводов обязаны сообщать PHMSA о количестве утечек, устраняемых каждый год, они, как правило, не обязаны сообщать ни количество неисправленных утечек, ни объем газа, потерянного в результате таких утечек.Это делает невозможным получение точного представления о том, сколько газа теряется в системе США из-за неотремонтированных утечек. Первым шагом будет обязательное измерение всех неисправленных утечек и сообщение о них в PHMSA.

Кроме того, операторы не определяют объем газа, потерянного в результате таких утечек. Это затрудняет для регулирующих органов и других лиц оценку степени утечки газа. Чтобы облегчить такую ​​оценку, операторы должны быть обязаны точно измерять объем газа, потерянного в результате утечек.О результатах этих измерений следует сообщить в PHMSA. PHMSA должен сделать сообщенные измерения доступными для других заинтересованных сторон.

PHMSA также должно требовать, чтобы компании, занимающиеся разведкой и добычей, количественно определяли и включали утечки из систем сбора газа. (Система сбора обычно состоит из нескольких трубопроводов, проложенных на одной территории, которые предназначены для «сбора» продукта, добываемого из нескольких скважин, в центральную точку, например, компрессорную станцию, хранилище или более крупный трубопровод.Система сбора может состоять из сотен миль трубопроводов, собирающих газ из сотен скважин в районе, или это может быть всего лишь несколько небольших трубопроводов, собирающих продукт из нескольких скважин. Одно исследование, посвященное деятельности нефтегазовых компаний, показало, что выбросы метана от сбора значительно выше, чем предполагает текущая инвентаризация парниковых газов Агентства по охране окружающей среды, и что они эквивалентны 30 процентам общих выбросов метана в инвентаризации парниковых газов систем природного газа.[138]

PHMSA обновляла правила безопасности в прошлом. Спровоцированная инцидентом в каньоне Алисо в 2015 году — массивной утечкой газа из подземного хранилища недалеко от Лос-Анджелеса, в результате которой было высвобождено около 100 000 тонн метана [139], компания PHMSA завершила разработку нового правила для хранилищ природного газа в январе 2020 года. вопросы безопасности, связанные с внутрискважинным оборудованием, включая целостность скважины, НКТ и обсадные трубы. [140]

Для 300 000 миль линий электропередачи в США уже существует политический инструмент для включения многих из этих изменений, хотя до настоящего времени трубопроводные компании редко использовали его.В апреле 2015 года Федеральная комиссия по регулированию энергетики выпустила Заявление о политике в отношении механизмов возмещения затрат на модернизацию объектов природного газа, вступающее в силу с октября 2015 года [141]. Заявление о политике разрешает межгосударственным газопроводам добиваться введения надбавок или средств отслеживания затрат, предназначенных для возмещения затрат на модернизацию их объектов в ответ на PHMSA, Агентство по охране окружающей среды США и другие правительственные инициативы по безопасности и охране окружающей среды. Заявление о политике возмещения затрат может быть использовано для внедрения нормативных изменений PHMSA.

Рекомендация 2. Расширить существующие регулирующие органы, чтобы разрешить модернизацию системы передачи и распределения для большего использования водорода в трубопроводной сети, и увеличить финансирование НИОКР для проверки целостности трубопроводной системы с повышенным содержанием водорода и других видов топлива с нулевым содержанием углерода. .

Если существующая трубопроводная инфраструктура будет приведена в соответствие с высокими стандартами, указанными выше, это значительно снизит общий вклад природного газа в изменение климата.Однако уже сейчас можно ввести политику, которая также будет способствовать совместимости с низкоуглеродным и нулевым углеродным топливом. Поскольку в ближайшие несколько лет будут даны ответы на многие технические вопросы, касающиеся того, как наилучшим образом смешать водород и другое топливо с нулевым содержанием углерода в нашей существующей газовой системе, будут изложены более подробные предложения по политике в отношении модернизации, которые станут предметом последующей работы авторы.

Но штаты могли бы начать с инвентаризации своей трубопроводной инфраструктуры и того, из какой металлургии она состоит, чтобы определить, какие части могут стать более совместимыми с увеличением использования водорода.

Коммунальные предприятия и комиссии также могут определить, какие участки трубопроводной сети и конечных пользователей можно изначально модифицировать для смешивания водорода, используя поэтапный подход к модификации газовой сети вместо одновременного обеспечения совместимости всей системы со смешиванием водорода. .

По мере того, как пилотные проекты в течение следующих пяти лет [142] начинают определять совместимость определенных материалов с водородом и до какого процента смесь водорода является безопасной, штатам следует рассмотреть вопрос о добавлении специальных надбавок, позволяющих вносить изменения для адаптации к водороду. если эти изменения могут быть внесены без чрезмерного бремени для налогоплательщиков, особенно для групп с низкими доходами.Государства также могут начать требовать, чтобы в программах замены сети использовались пластиковые трубы, совместимые с водородом.

В дополнение к двум конкретным категориям политических рекомендаций, подробно описанных в этом разделе, могут быть приняты более широкие подходы к политике декарбонизации, такие как стандарт безуглеродного газа для стимулирования разработки водорода. Другие подходы, выходящие за рамки данной статьи, включают:

а. Увеличенный налоговый кредит за 45 кварталов для поддержки разработки CCUS на электростанциях, работающих на природном газе [143]

г.Согласование государственной и местной политики в области коммунальных услуг с системой без выбросов углерода [144]

г. Финансовые стимулы для декарбонизации использования энергии в домах и на предприятиях [145]

Обезуглероживание молекул, протекающих через газовую сеть, потребует значительной политической поддержки, точно так же, как стандарты портфеля возобновляемых источников энергии стимулировали развитие солнечной и ветровой мощности. Количество газа с CCUS, водородом, биогазом и синтетическим метаном, которые находятся в системе трубопроводов, будет зависеть от государственной политики по увеличению производства этого топлива с низким и нулевым содержанием углерода.Расширенные государственные налоговые льготы и другие производственные стимулы — это варианты, которые могут быть приняты.

Взгляд в будущее также включает в себя создание шагов для достижения цели. Ремонт и модернизация газопроводной сети США потребуют согласованных усилий и значительных краткосрочных инвестиций, но использование уже существующей инфраструктуры может предложить лучший путь для ускорения и рентабельности внесения значительных изменений, необходимых для обезуглероживания энергии. сектор. Поскольку в настоящее время по трубопроводной системе ежегодно проходит 34 триллиона кубических футов природного газа, и ожидается, что этот объем сохранится на протяжении большей части следующего десятилетия, многие из этих ремонтов и модернизаций могут быть выполнены без огромных затрат для конечных пользователей.Следующее десятилетие дает уникальную возможность использовать спрос на природный газ в нашей экономике, чтобы облегчить переход к нулевому будущему.

Примечания

[1] Поскольку теплотворная способность водорода составляет примерно одну треть теплотворной способности природного газа на основе объема, 20 процентов энергии, которая проходит в виде водорода, потребляют примерно в три раза больше объема природного газа, который он заменяет, что приводит к увеличению громкости в 1,4 раза (0,8 + 3 * 0,2). Электронная переписка с профессором Джеком Брауэром, Калифорнийский университет в Ирвине.

[8] Этот раздел включает обсуждение ряда таких сценариев, разработанных Управлением энергетической информации, Международным энергетическим агентством, BP, проектом «Пути глубокой декарбонизации» и американским исследованием Net-Zero Принстонского университета.

[14] Число 2019 года отличается в зависимости от сценария, потому что 2019 год еще не определен, когда будет опубликован AEO 2020. УЭО показывает, что даже меньше чем через год EIA недооценивает потребление газа.

[19] А. Фадке и др., Иллюстративные пути к 100-процентной нулевой углеродной энергии к 2035 году без увеличения затрат клиентов, Энергетические инновации, сентябрь 2020 г., https://energyinnovation.org/wp-content/uploads/2020/09/ Пути к 100-нулевой углеродной энергии к 2035 году без увеличения затрат на потребителя. Pdf. Следует отметить, что даже при сценарии высокой степени электрификации в отчете до 2035 года и соответствующем техническом документе рассматриваются лишь небольшие увеличения потребления электроэнергии, которые начнутся в 2030 году, всего за пять лет до окончания периода анализа.В свою очередь, он не может проанализировать влияние глубокой электрификации на спрос на природный газ, которое наблюдается в других сценариях глубокой декарбонизации с более длинными временными горизонтами (например, DDPP, IEA, BP).

[21] Например: С. Дас, Э. Хиттингер и Э. Уильямс, «Одного обучения недостаточно: уменьшение маржинальных доходов и увеличение затрат на борьбу с выбросами ветра и солнца», Возобновляемая энергия 156 (2020): 634–44; Н. Сепульведа, Дж. Д. Дженкинс, Р. Лестер и Ф. де Систерн, «Роль устойчивых низкоуглеродных ресурсов электроэнергии в глубокой декарбонизации производства электроэнергии», Джоуль 2, № 2, с.11 (2018), DOI: 10.1016 / j.joule.2018.08.006.

[28] Межправительственная группа экспертов по изменению климата, улавливанию и хранению двуокиси углерода, 2005 г., https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/03/srccs_wholereport-1.pdf; Национальный нефтяной совет, Решение двойной задачи: дорожная карта масштабного развертывания улавливания, использования и хранения углерода, 2019 г., https://dualchallenge.npc.org/downloads.php; Инициатива Energy Futures, Очистка воздуха: Федеральная инициатива в области НИОКР и план управления технологиями удаления двуокиси углерода, сентябрь 2019 г .; МЭА, «Улавливание, использование и хранение углерода», по состоянию на 17 февраля 2021 г., https: // www.iea.org/fuels-and-technologies/carbon-capture-utilisation-and-storage.

[31] М.Э. Диего и др., Превращение Gas ‐ CCS в коммерческую реальность: проблемы масштабирования, Интернет-библиотека Wiley, 15 мая 2017 г., https://onlinelibrary.wiley.com/doi/full/10.1002/ghg .1695; Л. Ян и др., «Топливный элемент с CO2 / ч3: сокращение выбросов CO2 при производстве электроэнергии», Journal of Materials Chemistry A, 26 марта 2020 г., https://pubs.rsc.org/en/content/articlelanding/2020 / TA / D0TA02855J.

[39] Подкомитет по вопросам энергетики и торговли по вопросам энергетики, «Модернизация закона о природном газе, чтобы он работал для всех», свидетельство Майкла МакМахона от имени Межгосударственной газовой ассоциации Америки, 5 февраля 2020 г.

[48] Обсуждение с Дональдом Чабазпуром в National Grid.

[57] Обсуждение с командой SoCalGas во главе с Шэрон Томпкинс.

[63] Заметки Пола Пирсона, старшего директора по статистике Американской газовой ассоциации.

[89] Там же. Сначала трубу подготавливают для внутреннего покрытия путем предварительного нагрева, сушки на воздухе и предварительной пескоструйной обработки. Заключительный этап восстановления ePIPE включает в себя поток под давлением части медной эпоксидной смолы, которая оставляет после себя тонкий слой, покрывающий трубу.

[91] М.-Х. Клопфер, П. Берн и Э. Эспуш, “Разработка инновационных материалов для распределения смесей водорода и природного газа. Исследование барьерных свойств и долговечности полимерных труб. Нефтегазовая наука и технологии — Revue d’IFP Energies Nouvelles », Французский институт петроля, 70, вып. 2 (2015): 305–15, ff10.2516 / ogst / 2014008ff. ffhal-01149619; Дж. Вассенаар и П. Мичич, «Труба из ПНД для водорода», апрель 2020 г., https://alkadyne.com.au/wp-content/uploads/2020/05/202-qen-wp-hdpe-pipe-….

[95] Х. Фрис, А. Мохов, Х. Левинский. «Влияние смесей природного газа и водорода на производительность оборудования конечного использования: анализ взаимозаменяемости бытовых приборов», Applied Energy 208 (2017), 10.1016 / j.apenergy.2017.09.049.

[96] Кристин Вили, директор по водородным технологиям, GTI.

[100] Кристин Вили, директор по водородным технологиям, GTI.

[101] Кристин Вили, директор по водородным технологиям, GTI.

[118] Z.Д. Веллер, С. П. Гамбург и Дж. К. фон Фишер, «Национальная оценка утечки метана из трубопроводов в местных распределительных системах природного газа», Наука об окружающей среде и технологии, 10 июня 2020 г., 10.1021 / acs.est.0c00437.

[128] З. Д. Веллер, С. П. Гамбург и Дж. К. фон Фишер, «Национальная оценка утечки метана из трубопроводов в местных системах распределения природного газа», Наука об окружающей среде и технологии, 10 июня 2020 г., 10.1021 / acs.est.0c00437 .

[130] В 2017 году Комиссия по коммунальным предприятиям Калифорнии (CPUC) утвердила программу борьбы с утечками природного газа в поддержку цели штата по сокращению выбросов метана от каждого газового предприятия на 40 процентов к 2030 году по сравнению с уровнями 2015 года.

Fayette County | Проект трубопровода в горной долине

Предлагаемый проект трубопровода Mountain Valley Pipeline (MVP) представляет собой систему трубопроводов природного газа, которая будет охватывать приблизительно 303 мили от севера Западной Вирджинии до юга Вирджинии. В Западной Вирджинии он пройдет через одиннадцать округов — Ветцель, Харрисон, Доддридж, Льюис, Брэкстон, Вебстер, Николас, Гринбриер, Фейет, Саммерс и Монро. Ниже описываются преимущества для Западной Вирджинии и округа Фейет за счет расходов на строительство, эксплуатацию трубопроводов, адвалорных налогов и прямого использования природного газа.Полные отчеты и карты можно скачать ниже, а для получения дополнительной информации посетите страницу часто задаваемых вопросов.

Преимущества строительства
Разработчики проекта MVP планировали потратить 811 миллионов долларов на рабочую силу, товары и услуги в Западной Вирджинии с 2015 по 2018 год для поддержки строительства проекта. Эти прямые расходы увеличат совокупный валовой региональный продукт Западной Вирджинии на 594 миллиона долларов за этот период и до 4500 рабочих мест в 2017 и 2018 годах во время пика строительства.Со своей установленной производственной базой округ Фейет мог бы задействовать рабочую силу и другие ресурсы для строительства.

Выгоды от эксплуатации трубопровода
Текущая эксплуатация трубопровода обеспечит в общей сложности 54 рабочих места по всему штату со средней годовой заработной платой и пособиями в размере 65 000 долларов.

Налоговые льготы Ad Valorem
Ожидается, что проект MVP принесет 1 миллион долларов США в виде годовых адвалорных налогов графства (налогов на имущество) после того, как трубопровод будет введен в эксплуатацию.

Преимущества прямого использования
Жилые, коммерческие и муниципальные
Природный газ и электричество являются основными источниками отопления помещений и воды в округе. Проект MVP может обеспечить округу дополнительным газом. Проект также может помочь в переходе на другой рынок, поскольку цены на природный газ в Западной Вирджинии в 2014 году были менее половины стоимости поставленной электроэнергии.

Производство и добыча газа
В обрабатывающем секторе занято около 475 человек, или 4% рабочей силы в округе, и выплачивается в среднем на 59% больше, чем средняя заработная плата в округе.Крупнейшим производителем является WVA Manufacturing in Alloy, совместное предприятие Globe Specialty Metals и Dow Corning, производящее кремний. Предоставление дополнительных поставок окружным производителям через MVP поможет обеспечить надежный доступ к недорогому источнику топлива. Увеличение предложения также предоставит возможности для расширения.

Кроме того, проект MVP дает возможность стимулировать инвестиции в добычу газа, поскольку он позволит производителям доставлять природный газ на основные рынки по маршруту MVP и на юго-востоке.

Транспорт

Замена топлива в муниципальных и частных автопарках представляет собой потенциальную возможность экономии. Например, в округе насчитывается около 70 школьных автобусов, которые, если их переоборудовать с бензина и дизельного топлива, могут дать значительную годовую экономию в случае роста цен на топливо.

Отчеты об экономической эффективности за 2015 год

Карты Компания Mountain Valley Pipeline, LLC, разработанная для того, чтобы в совокупности минимизировать воздействие проекта на окружающую среду, землевладельцев и общины, постоянно совершенствует предложенный маршрут и вносит незначительные изменения и корректировки.Как показано, маршруты на карте могут быть изменены. Другой источник информации для актуальных карт, представленных в FERC, доступен в отчете о ресурсах 10.

Предлагаемый маршрут Западной Вирджинии

Техас замораживание оставило без электричества миллионы жителей северной Мексики

МЕКСИКА (AP) — Морозная погода в Техасе привела к цепочке событий, в результате которых почти 5 миллионов потребителей в северной Мексике остались без электричества в понедельник, поскольку нехватка природного газа привела к нарушению производства электроэнергии.

Государственное коммунальное предприятие Мексики, Федеральная комиссия по электроэнергетике, заявила, что ее деятельность была приостановлена, поскольку зимний шторм в Техасе заморозил трубопроводы для природного газа. В нем говорится, что некоторые частные электростанции также начали отключаться в воскресенье вечером. Частные электростанции поставляют около 80% электроэнергии в северной Мексике.

Мексика использует газ для выработки около 60% своей электроэнергии по сравнению с примерно 40% в Соединенных Штатах. Мексика построила трубопроводы, чтобы использовать дешевый природный газ из США, который часто получают путем гидроразрыва в Техасе, но Мексика не разрешает гидроразрыв на своей территории.

Коммунальная компания сообщила, что спрос на электроэнергию в США также вырос из-за резкого падения температуры на границе, что привело к гораздо более высоким ценам. В нем говорится, что цены на газ выросли примерно с 3 долларов за миллион БТЕ до 600 долларов за последние дни.

Комиссия заявила, что к полудню понедельника было восстановлено электроснабжение около 65% из 4,8 миллиона потребителей, пострадавших от отключения электроэнергии, в основном в северных приграничных штатах Чиуауа, Коауила, Нуэво-Леон и Тамаулипас. Меньшее количество пользователей также пострадали в Дуранго и Сакатекасе.

Комиссия заявила, что пытается восполнить дефицит за счет подключения большего количества электроэнергии от гидроэлектростанций и угольных электростанций, а также газа, поставляемого танкерами.

Директор по закупкам топлива компании Мигель Рейес Эрнандес предположил, что то, что произошло в Техасе, было идеальным штормом факторов, ограничившим импорт газа, который Мексика использует для работы многих своих электростанций.

«Спрос на электроэнергию в США вырос чуть более чем на 20% всего за четыре дня», — сказал Рейес Эрнандес.«Увеличение произошло именно из-за падения температуры, и, очевидно, использование отопления в Соединенных Штатах означало увеличение спроса на природный газ с одной стороны, и именно из-за низких температур произошло сокращение использования возобновляемых источников энергии. ”

Он сказал, что у ветряных турбин США «замерзли лопасти … и замерзли многие трубопроводы и даже скважины».

Это был последний досадный провал Федеральной электроэнергетической комиссии, государственного коммунального предприятия, ставшего любимым проектом президента Андреса Мануэля Лопеса Обрадора, который хочет снизить роль частной электроэнергетики.

В январе коммунальное предприятие признало, что оно представило фальсифицированный отчет о отключении электроэнергии 28 декабря, в котором оно обвиняло предполагаемое возгорание кустов под линиями электропередач, вызвавшее двухчасовое отключение электроэнергии, затронувшее одну четверть потребителей Мексики.

Лопес Обрадор не только защищал государственную компанию, но и стремится устранить конкуренцию со стороны более чистых, частных генерирующих станций и возобновляемых источников энергии.

В январе он предложил законопроект, в соответствии с которым частные электростанции, работающие на экологически чистом природном газе и возобновляемых источниках энергии, многие из которых построены с иностранными инвестициями, последними будут в очереди на закупку электроэнергии.