Углеродный след энергетического сектора

Полный текст

Введение Предприятия всех размеров и всех отраслей все больше осознают необходимость сокращения выбросов парниковых газов и решения вопросов устойчивого развития в рамках своей деятельности, чтобы стать бизнесом с нулевым уровнем углеродного следа. Основой эффективной стратегии снижения углеродного следа предприятия является точное отслеживание, распределение и измерение выбросов парниковых газов. Парниковые выбросы предприятий делятся на три категории. Четкое разделение и расчет по этим категориям является сложным, но необходимым процессом на пути уменьшения воздействия предприятия на климат. Согласно Протоколу о парниковых газах[23] выбросы категории Scope 1 включают прямые выбросы парниковых газов предприятия из источников (котлы, печи, транспортные средства), принадлежащих или контролируемых данным предприятием. В первую очередь к таким предприятиям относятся генерирующие электроэнергетические компании и поставщики, контролирующие свои объекты по производству энергии и продающие ее в местную сеть. Эта же категория охватывает технологические выбросы, которые высвобождаются во время промышленных процессов и производства (например, заводские пары, химикаты). В отличие от прямых выбросов косвенные выбросы (Scope 2 и Scope 3) являются следствием операционной деятельности отчитывающейся организации, но возникают из источников, не принадлежащих ей и не контролируемых ею. Для многих компаний значительные выбросы парниковых газов приходятся именно на Scope 2, следовательно, снижение общего углеродного следа компании может быть осуществлено за счет энергосбережения и применения энергоэффективных устройств [1]. Косвенные выбросы Scope 2 включают парниковые газы от потребителей энергии, такой как электроэнергия, пар, тепло или охлаждение, вырабатываемой за пределами площадки и потребляемой предприятием. Например, электроэнергия, приобретаемая у коммунальной компании, централизованное отопление, пар, используемый в промышленных процессах, вырабатываются за пределами предприятия, поэтому выбросы парниковых газов при их производстве считаются косвенными. Косвенные выбросы категории Scope 3 определяются жизненным циклом товаров и услуг (закупка сырья и комплектующих, доставка, продажа, использование, утилизация продукции по окончании срока ее службы, утилизация отходов, деловые поездки и т.д.) [2]. В этой категории определены 15 типов выбросов, подсчет и декларирование которых пока не требуют [1]. Цель исследования - оценка углеродного следа объектов энергетики, определение удельных показателей выбросов углекислого газа, сравнительный анализ источников энергии, а также определение пути развития использования низкоуглеродных источников, например АЭС и ГЭС, применения новых технологий в системе отопления, технологий утилизации хладагентов, вторичных энергоресурсов и т.д. Методики и исследования Ведущая роль в электроэнергетической отрасли России (67 %) принадлежит тепловым электрическим станциям (ТЭС). Поэтому объем выбросов ТЭС (всего их в России около 400) достаточно большой. По виду потребляемого топлива они подразделяются на ТЭС, работающие на природном газе - 71 %, угле - 27,5 %, жидком топливе (мазуте) и альтернативных видах топлива - 1,5 %. Следовательно, углеродный след электроэнергетики в целом весьма значителен. На рис. 1 приведены выбросы в атмосферу углекислого газа при сжигании различных видов органического топлива[24]. В зависимости от вида топлива при его сжигании на ТЭС образуются оксиды серы и оксиды азота, углекислый газ, фтористые соединения, золовые частицы, оксиды металлов, а также газообразные продукты неполного сгорания топлива [3-5]. Годовые выбросы ТЭС мощностью 1 МВт на различных видах органического топлива представлены в табл. 1 [5]. Углеродный след при сжигании топлива зависит от его вида и от технологии сжигания (табл. 2). При сжигании природного газа выбросы СО2 составляют 1,85 т СО2/(тыс. м3), при сжигании каменного угля - 2,7-2,8 т СО2/т, в зависимости от марки угля, топочного мазута - 3,1 т СО2/т. Также количество выбросов газообразных продуктов зависит от технологии сжигания топлива и условий функционирования оборудования. Зависимость выбросов оксидов азота от типа камеры сгорания приведена в табл. 2 [6]. На примере оксида азота рассмотрим зависимость концентрации его выбросов от выбранного типа камеры сгорания (табл. 2) [6]. Рис. 1. Количество выбросов углекислого газа в атмосферу при сжигании топлива (на 1 т топлива) Источник: составлено Л.Р. Гайнуллиной, А.Р. Фасыховым, Н.Ф. Тимербаевым, В.Р. Ибрагимовой на основе: Выбросы парниковых газов и их взаимосвязь с выработкой электроэнергии // Сантехника, отопление, кондиционирование. 2019. № 9. С. 82-89. Figure 1. Amount of carbon dioxide emissions into the atmosphere at fuel combustion (per 1 t of fuel) Source: Compiled by L.R. Gainullina, A.R. Fasykh, N.F. Timerbaev, V.R. Ibragimova based on Greenhouse gas emissions and their relationship with electricity generation. Plumbing, Heating, Air Conditioning. 2019;(9):82-89. Таблица 1. Средние годовые выбросы ТЭС мощностью 1 МВт Выбросы Выбросы при сжигании, т угля мазута газа SO2 138 98 0,013 NOx 20,9 21,8 12,2 COx 0,5 0,009 - CxHy 0,21 0,68 - R-CH=O 0,05 0,12 0,03 Сажа 4,5 0,73 0,45 Ʃ 164,8 121,3 12,7 Источник: составлено Л.Р. Гайнуллиной, А.Р. Фасыховым, Н.Ф. Тимербаевым, В.Р. Ибрагимовой на основе [4]. Table 1. Average annual emissions of 1 MW TPP Emissions Combustion emissions, t coal fuel oil gas SO2 138 98 0.013 NOx 20.9 21.8 12.2 COx 0.5 0.009 - CxHy 0.21 0.68 - R-CH=O 0.05 0.12 0.03 Soot 4.5 0.73 0.45 Ʃ 164.8 121.3 12.7 Source: compiled by L.R. Gainullina, A.R. Fasykh, N.F. Timerbaev, V.R. Ibragimova based on [4]. Основным антропогенным источником выбросов оксидов азота в атмосферу являются ТЭС, сжигающие органическое топливо. Среднее значение углеродного следа сжигаемого на ТЭС природного газа составляет около 450 г/кВт·ч, а угля - около 1000 г/кВт·ч. Таблица 2. Концентрация оксидов азота от выбранного типа камеры сгорания Тип ГТУ Тип камеры сгорания Вид топлива Коэффициент избытка воздуха в отработавших газах за турбиной, αот Содержание кислорода в продуктах сгорания, % Концентрация NOx, мг/ Без совершенствования конструкций камер сгорания С изменением конструкции ГТ-100-750 ЛМЗ Регистровая, блочная Газотурбинное 4,1 15,9 275 - ГТ-35-770 ХТЗ Регистровая, выносная Газ 4,6 16,4 225 - Газотурбинное 4,7 16,5 200 - ГТ-25-770-П ЛМЗ Регистровая, выносная Газ 5,5 17,0 135 - ГТГ-12 Высокофорсированная, блочная Дизельное 5,1 16,9 190 - ГТП-25 НЗЛ Микрофакельная, кольцевая Газ 4,1 15,9 85 - ГТЭ-150 ЛМЗ Высокофорсированная, блочная Газ 3,5 15,0 220 150 Газотурбинное 3,5 15,0 270 210 ГТЭ-45 ХТЗ Регистровая, кольцевая Газ 4,0 15,8 220 100 Дизельное, газотурбинное 4,0 15,8 240 150 Источник: составлено Л.Р. Гайнуллиной, А.Р. Фасыховым, Н.Ф. Тимербаевым, В.Р. Ибрагимовой на основе: Выбросы парниковых газов и их взаимосвязь с выработкой электроэнергии // Сантехника, отопление, кондиционирование. 2019. № 9. С. 82-89. Table 2. Concentration of nitrogen oxides from the selected type of combustion chamber GTP type Type of combustion chamber Type of fuel fuel Excess air ratio in exhaust gases behind the turbine, αex Oxygen content in combustion products, % NOx concentration, mg/nm3 Without improving combustion chamber designs With the change in design GT-100-750 LMZ Register, block Gas turbine 4.1 15.9 275 - GT-35-770 KHTZ Register, remote Gas 4.6 16.4 225 - Gas turbine 4.7 16.5 200 - GT-25-770-P LMZ Register, remote Gas 5.5 17.0 135 - GTG-12 High-force, block-type Diesel 5.1 16.9 190 - GTP-25 NZL Micro-flare, circular Gas 4.1 15.9 85 - GTE-150 LMZ High-force, block-type Gas 3.5 15.0 220 150 Gas turbine 3.5 15.0 270 210 GTE-45 KHTZ Register, circular Gas 4.0 15.8 220 100 Diesel, Gas turbine 4.0 15.8 240 150 Source: compiled by L.R. Gainullina, A.R. Fasykh, N.F. Timerbaev, V.R. Ibragimova based on Greenhouse gas emissions and their relationship with electricity generation. Plumbing, Heating, Air Conditioning. 2019;(9):82-89. Атомные электростанции (АЭС) считаются одними из самых чистых источников энергии, о чем свидетельствует исследование, проведенное экспертами ресурса Our World in Data[25]. В соответствии с этими данными выбросы парниковых газов на ГВт·ч на угольных электростанциях превышают выбросы на АЭС в 273 раза[26]. Согласно представленным данным АО «Концерн Росэнергоатом», 11 АЭС (37 энергоблоков) России по итогам 2020 г. впервые выработали более 20 % всей электроэнергии страны. Действующие и планируемые АЭС России, по данным на январь 2022 г., представлены на рис. 2[27]. Россия находится в числе лидеров по развитию новых технологий выработки электроэнергии на АЭС. АЭС России позволяют ежегодно снижать выбросы СО2 на 100 млн т СО2-экв.[28] https://hsto.org/r/w1560/getpro/habr/upload_files/5e2/9f2/77f/5e29f277f0d4e2e23d11fe611a19a3d7.jpg Рис. 2. Действующие и планируемые АЭС России Источник: Новые АЭС России и рост доли атома до 25 % // Блог компании ITSOFT. 2022. URL: https://habr.com/ru/post/649235/ (дата обращения: 15.11.2022); Тихонов С. Станет ли атомная энергетика альтернативой ветрякам // Российская газета. Федеральный выпуск. 2021. № 231 (8582). URL: https://rg.ru/2021/ 10/07/stanet-li-atomnaia-energetika-alternativoj-vetriakam.html (дата обращения: 25.11.2022). Figure 2. Operating and planned NPPs in Russia Source: New NPPs in Russia and the growth of the share of atom to 25%. Blog of ITSOFT company. 2022. (In Russ.). Available from: https://habr.com/ru/post/649235/ (accessed: 15.11.2022). Tikhonov S. Will nuclear energy become an alternative to wind turbines. Rossiyskaya Gazeta. Federal issue. 2021;231(8582). (In Russ.). Available from: https://rg.ru/2021/10/07/ stanet-li-atomnaia-energetika-alternativoj-vetriakam.html (accessed: 25.11.2022). Рассчитывая углеродный след генерирующих предприятий, необходимо учитывать не только производственный процесс, но и этап строительства, и вывод из эксплуатации. Углеродный след АЭС в РФ с учетом производства оборудования составляет 9 г/кВт·ч, из них: - начальные стадии ядерного топливного цикла - 57 %[29]; - производство электроэнергии - 28 %[30]; - строительство - 16 % (цемент - 6, нелегированная сталь - 3, арматурная сталь - 2 %)[31]; - эмиссия СО2 при выводе из эксплуатации - 3 %, а при эксплуатации - 9 %. 20,24 % установленной мощности электростанций в России приходится на гидроэлектростанции. Гидроэнергетику относят к энергетике с возобновляемым источником энергии. Однако углеродный след гидроэнергетики больше по сравнению с АЭС. Строительный цикл включает бетоны и материалы для плотин. Произведенный нами расчет углеродного следа ГЭС на примере Чебоксарской ГЭС показал, что этап строительства занимает около 80 % выбросов, 20 % - выбросы в процессе эксплуатации (из них 80 % - эмиссия метана водохранилища, 20 % - от технологического оборудования, ЛЭП, трансформаторов и др.). Значительные выбросы углекислого газа и особенно метана образуются в результате деструкции органических веществ, преимущественно донных осадков в аэробных и анаэробных условиях [7; 8]. Учитывая, что парниковый потенциал газа метана в 25 раз выше, чем у углекислого газа, гидроэнергетика также вносит вклад в углеродный след страны (табл. 3) [8]. Оценка суммарной эмиссии метана с водохранилищ РФ приведена в табл. 4 [9]. Электрические станции, работающие на возобновляемых источниках энергии - солнечной и ветровой энергии, относят к «зеленой» энергетике. Однако для таких станций необходимо учитывать углеродный след оборудования и утилизации, особенно для солнечных электрических станций. Углеродный след ВЭС (уровень выброса, который был осуществлен на стадии производства оборудования) составляет 11 г CO2 на 1 кВт·ч вырабатываемой электроэнергии, СЭС - 44 г CO2 на 1 кВт·ч[32]. Сравнительные данные средних значений удельных выбросов парниковых газов в пересчете на CO2 экв./кВт·ч объектов генерации электроэнергии в течение их жизненного цикла приведены на рис. 3. Таблица 3. Мощности источников метана Мощности источников метана, млн т в год Источник Глобальный вклад Российский вклад Естественные источники Болота 50-70 21,0 Озера 1-25 1,1 Океаны 1-17 Искусственные источники Водохранилища 0,4 Источник: составлено Л.Р. Гайнуллиной, А.Р. Фасыховым, Н.Ф. Тимербаевым, В.Р. Ибрагимовой на основе [8]. Table 3. Methane source capacities Methane source capacities, mln tons per year Source Global contribution Russian contribution Natural sources Swamps 50-70 21.0 Lakes 1-25 1.1 Oceans 1-17 Artificial sources Reservoirs 0.4 Source: compiled by L.R. Gainullina, A.R. Fasykh, N.F. Timerbaev, V.R. Ibragimova based on [8]. Таблица 4. Оценка суммарной эмиссии метана с водохранилищ субъектов РФ, 2019 Окончание табл. 4 Источник: составлено Л.Р. Гайнуллиной, А.Р. Фасыховым, Н.Ф. Тимербаевым, В.Р. Ибрагимовой на основе [8]. Table 4. Estimated total methane emissions from reservoirs of the Russian Federation subjects, 2019 Subject of the Russian Federation CH4-C emission/ year, tons Subject of the Russian Federation CH4-C emission/ year, tons Omsk Region 6.6 Smolensk Region 1 746.4 Pskov Region 14.6 Voronezh Region 1 785.2 Sakhalin Region 14.6 Penza Region 1 798.6 Kabardino-Balkaria Republic 32.9 Kursk Region 1 853.8 Chechnya Republic 37.9 Sverdlovsk Region 2 324.9 North Ossetia-Alania Republic 42.0 Orenburg Region 2 834.7 Zabaikalsky Krai 55.7 Republic of Kalmykia 2 859.3 Republic of Buryatia 68.4 Krasnodar Region 3 674.0 Kaliningrad Region 92.0 Chelyabinsk Region 3 705.9 Altai Krai 98.0 Perm Region 4 117.8 Komi Republic 144.6 Republic of Bashkortostan 4 188.9 Oryol Region 148.3 Leningrad Region and Saint Petersburg 4 498.8 Khabarovsk Krai 163.7 Irkutsk Region 4 876.3 Republic of Dagestan 165.5 Moscow Region and Moscow 6 487.9 Magadan Region 187.5 Stavropol Region 7 162.2 Vladimir Region 234.5 Republic of Chuvashia 7 574.1 Kurgan Region 250.3 Republic of Adygea 7 732.0 Tyumen Region 269.4 Rostov Region 9 784.4 Tyva Republic 328.0 Krasnoyarsk Region 9 869.1 Bryansk Region 337.9 Ulyanovsk Region 10 246.6 Republic of Mordovia 355.9 Tver Region 11 588.9 Murmansk Region 433.6 Astrakhan Region 12 022.8 Primorsky Krai 520.7 Vologda Region 12 708.7 Republic of Crimea and Sevastopol 535.5 Ivanovo Region 12 885.3 Altai Republic 610.3 Volgograd Region 13 558.8 Kemerovo Region 645.6 Yaroslavl Region 19 524.9 Kaluga Region 682.6 Mari El Republic 21 988.5 Republic of Khakassia 690.2 Nizhny Novgorod Region 23 668.8 Tula Region 724.7 Saratov Region 29 249.1 End of the table 4 Subject of the Russian Federation CH4-C emission/ year, tons Subject of the Russian Federation CH4-C emission/ year, tons Udmurtia Republic 766.2 Samara Region 37 499.8 Kirov Region 910.7 Republic of Tatarstan 79 251.4 Republic of Karachay-Cherkessia 965.4 Tomsk Region No data Belgorod Region 1 033.3 Kamchatka Krai No data Sakha Republic 1 093.3 Jewish Autonomous Okrug No data Republic of Karelia 1 129.4 Nenets Autonomous Okrug No data Tambov Region 1 250.1 Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug - Yugra No data Ryazan Region 1 314.0 Chukotka Autonomous Okrug No data Novosibirsk Region 1 337.4 Yamalo-Nenets Autonomous Okrug No data Amur Region 1 350.7 Arkhangelsk Oblast No data Lipetsk Region 1 542.1 Novgorod Oblast No data Kostroma Region 1 742.1 Republic of Ingushetia No data Total 395 344.4 Source: compiled by L.R. Gainullina, A.R. Fasykh, N.F. Timerbaev, V.R. Ibragimova based on [8]. Участниками выбросов Scope 2 являются жилой сектор и предприятия, покупающие тепловую энергию. Существенный углеродный след имеют отопление и горячее водоснабжение котельными, работающими на газовом топливе, мазуте, дизельном топливе, уголе, антраците, древесных пеллетах. Для различных видов топлива были определены удельные выбросы СО2 в г/кВт·ч тепловой энергии (рис. 4). Рис. 3. Средние значения удельных выбросов парниковых газов CO2 экв./кВт·ч объектов генерации электроэнергии Источник: составлено Л.Р. Гайнуллиной, А.Р. Фасыховым, Н.Ф. Тимербаевым, В.Р. Ибрагимовой на основе: Углеродный след. Выбор системы отопления. URL: https://ru.frwiki.wiki/wiki/Empreinte_carbone (дата обращения: 15.11.2023); Приказ Минприроды России от 27.05.2022 № 371 «Об утверждении методик количественного определения объемов выбросов парниковых газов и поглощений парниковых газов» (зарегистрировано в Минюсте России 29.07.2022 № 69451) Figure 3. Average values of specific greenhouse gas emissions CO2 eq./kWh of electricity generation facilities [13-14] Source: compiled by L.R. Gainullina, A.R. Fasykh, N.F. Timerbaev, V.R. Ibragimova based on Carbon footprint. Choosing a heating system (In Russ.). Available from: //https://ru.frwiki.wiki/wiki/Empreinte_carbone (accessed: 15.11.2023); Order of the Ministry of Natural Resources of Russia from 27.05.2022 N 371 “On approval of methods for quantitative determination of greenhouse gas emissions and greenhouse gas removals” (registered in the Ministry of Justice of Russia on 29.07.2022 N 69451) Наименьший углеродный след у древесины, поскольку объем выбросов СО2 при сжигании древесины равноценен количеству поглощения СО2 при ее росте[33]. Рис. 4. Удельные выбросы СО2, г/кВт·ч энергии Источник: составлено Л.Р. Гайнуллиной, А.Р. Фасыховым, Н.Ф. Тимербаевым, В.Р. Ибрагимовой на основе Приказа Минприроды России от 27.05.2022 № 371 «Об утверждении методик количественного определения объемов выбросов парниковых газов и поглощений парниковых газов» (зарегистрировано в Минюсте России 29.07.2022 № 69451) Figure 4. Specific CO2 emissions, g/kWh of energy Source: compiled by L.R. Gainullina, A.R. Fasykh, N.F. Timerbaev, V.R. Ibragimova based on Order of the Ministry of Natural Resources of Russia from 27.05.2022 N 371 “On approval of methods for quantitative determination of greenhouse gas emissions and greenhouse gas removals” (registered in the Ministry of Justice of Russia on 29.07.2022 N 69451) Различные способы получения тепловой и электрической энергии дают возможность регулировать углеродный след в широком интервале значений. Углеродный след энергопотребления жилья приведен на рис. 5. Экологичная электроэнергия, вырабатываемая с помощью возобновляемых источников энергии, различных типов тепловых насосов, таких как «грунт-вода», геотермальный тепловой насос, способствует значительному снижению углеродного следа производства тепловой энергии при энергоснабжении, например, жилого сектора (табл. 5). Пример сравнения выбросов парниковых газов от отопления дома приведен в табл. 5[34]. Рис. 5. Энергопотребление жилья Источник: составлено Л.Р. Гайнуллиной, А.Р. Фасыховым, Н.Ф. Тимербаевым, В.Р. Ибрагимовой на основе [10]. Figure 5. Energy consumption of housing Source: compiled by L.R. Gainullina, A.R. Fasykh, N.F. Timerbaev, V.R. Ibragimova based on [10]. Таблица 5. Выбросы парниковых газов при различных энергетических решениях отопления жилого дома Энергетическое решение Потребность в энергии, кВт·ч/год Потребление, кВт·чрс/год Содержание СО2, экв/кВт·ч Выбросы годовые, т СО2 экв. год Электрическое отопление с джоулевым эффектом (конвектор) 10 000 10 000 180 1,8 Масляный котел 10 000 11 000 300 3,3 Газовый котел 10 000 10 500 234 2,4 Электрический тепловой насос 10 000 4 000 (аэротермальный); 2900 (геотермальный) 180 0,72 (аэротермальный); 0,52 (геотермальный) Котел на дровах 10 000 14 000 13 0,2 Источник: Углеродный след. Выбор системы отопления. URL: https://ru.frwiki.wiki/ wiki/Empreinte_carbone (дата обращения: 20.11.2022). Table 5. Greenhouse gas emissions for different energy solutions for heating a residential building Energy solution Energy requirement, kWh/year Consumption, kWh/year CO2 content, eq/kW h Annual emissions, tCO2eq per year Electric heating with joule effect (convector) 10 000 10 000 180 1.8 Oil boiler 10 000 11 000 300 3.3 Gas boiler 10 000 10 500 234 2.4 Electric heat pump 10 000 4 000 (aerothermal); 2900 (geothermal) 180 0.72 (aerothermal); 0.52 (geothermal) Wood fired boiler 10 000 14 000 13 0.2 Source: Carbon footprint. Choosing a heating system. Available from: //https://ru.frwiki.wiki/wiki/Empreinte_carbone (accessed: 20.11.2022). Изменения климата приводят к росту потребления электроэнергии климатотехникой. К 2050 г. именно климатотехника будет крупнейшим потребителем электроэнергии. Системы охлаждения уже сегодня расходуют около 10 % производимой в мире электроэнергии. Углеродный след процесса кондиционирования с учетом уничтожения хладагентов будет только расти. Выбор хладагента определяется рядом факторов, среди которых рабочее давление и температура в системе, холодильный коэффициент, удельная холодопроизводительность и т.д. В качестве хладагентов в кондиционерах используют различные фреоны: R22 (хлордифторметан), R290 (пропан), смеси R401a (-b, -c), R409A и др. Одним из наиболее часто используемым хладагентом является гидрофторуглерод R134a. Этот хладагент относится к группе высокопарниковых газов. Почти 3 % от всех парниковых газов принадлежит именно гидрофторуглеродам[35]. Углеродный след хладагентов (в ед. массы - СО2-экв) состоит из: 1) объема хладагента, выпущенного в атмосферу за время эксплуатации оборудования, включая утечки; 2) объема выбросов, образующихся при сжигании ископаемого топлива для производства энергии, которая необходима для эксплуатации оборудования в течение всего срока его службы[36]. Опасность выбросов парниковых газов усугубляется временем их существования в атмосфере. Парниковая активность выражается через «потенциал глобального потепления» (ПГП), приведенного в виде коэффициента способности молекул задерживать солнечную радиацию или количество энергии, которое будет поглощено 1 т газа за определенный (в данном случае за 100 лет) период времени (табл. 6)[37]. Еще один показатель, который необходимо учитывать при выборе хладагента, - это потенциал разрушения озонового слоя (табл. 7). Этот показатель связан с используемыми в том числе в холодильном оборудовании соединениями хлора и брома, так как эти виды галогенов легко разрушают стратосферный озон. Таблица 6. Потенциал глобального потепления Парниковый газ Время существования в атмосфере, лет ПГП за 100 лет Углекислый газ СО2 Переменное значение 1 Метан СН4 12 25 Закись азота N2O 114 298 Трифторметан CHF3 270 800 Хлортрифторметан CClF3 640 400 Гексафторид серы SF6 3200 800 1,1,1,2-тетрафторэтан HFC-134a 14 430 Источник: составлено Л.Р. Гайнуллиной, А.Р. Фасыховым, Н.Ф. Тимербаевым, В.Р. Ибрагимовой на основе Приказа Минприроды России от 27.05.2022 № 371 «Об утверждении методик количественного определения объемов выбросов парниковых газов и поглощений парниковых газов» (зарегистрировано в Минюсте России 29.07.2022 № 69451); Утилизирующая компания Омега. URL: https://omega-ekb.com/utilizaciya-xladagenta (дата обращения: 20.11.2022). Table 6. Global warming potential [14; 16] Greenhouse gas Atmospheric lifetime, years GWP for 100 years Carbon dioxide CO2 Variable value 1 Methane CH4 12 25 Nitrous oxide N2O 114 298 Trifluoromethane CHF3 270 800 Chlorotrifluoromethane CClF3 640 400 Sulfur hexafluoride SF6 3200 800 1,1,1,2-tetrafluoroethane HFC-134a 14 430 Source: сompiled by L.R. Gainullina, A.R. Fasykh, N.F. Timerbaev, V.R. Ibragimova based on Order of the Ministry of Natural Resources of Russia from 27.05.2022 N 371 “On approval of methods for quantitative determination of greenhouse gas emissions and greenhouse gas removals” (registered in the Ministry of Justice of Russia on 29.07.2022 N 69451) (In Russ.); Omega Waste Management Company. (In Russ.). Available from: https://omega-ekb.com/utilizaciya-xladagenta (accessed: 20.11.2022). Таблица 7. Значения озоноразрушающего потенциала некоторых хладагентов Парниковый газ Озоноразрушающий потенциал Трихлорфторметан R11 1 Хлорфторуглерод R12 1 Хлорпентафторэтан R115 0,6 Хлортрифторметан CClF3 400 Гексафторид серы SF6 0 1,1,1,2-тетрафторэтан R-134a 0,000015 Источник: составлено Л.Р. Гайнуллиной, А.Р. Фасыховым, Н.Ф. Тимербаевым, В.Р. Ибрагимовой на основе Приказа Минприроды России от 27.05.2022 № 371 «Об утверждении методик количественного определения объемов выбросов парниковых газов и поглощений парниковых газов» (зарегистрировано в Минюсте России 29.07.2022 № 69451); Утилизирующая компания Омега. URL: https://omega-ekb.com/utilizaciya-xladagenta. (дата обращения: 20.11.2022). Table 7. Ozone Depletion Potential Values of Some Refrigerants [14; 16] Greenhouse gas Ozone Depleting Potential Trichlorofluoromethane R11 1 Chlorofluorocarbon R12 1 Chloropentafluoroethane R115 0.6 Chlorotrifluoromethane CClF3 400 Sulfur hexafluoride SF6 0 1,1,1,2-tetrafluoroethane R-134a 0.000015 Source: сompiled by L.R. Gainullina, A.R. Fasykh, N.F. Timerbaev, V.R. Ibragimova based on Order of the Ministry of Natural Resources of Russia from 27.05.2022 N 371 “On approval of methods for quantitative determination of greenhouse gas emissions and greenhouse gas removals” (registered in the Ministry of Justice of Russia on 29.07.2022 N 69451) (In Russ.); Omega Waste Management Company. (In Russ.). Available from: https://omega-ekb.com/utilizaciya-xladagenta (accessed: 20.11.2022). Выводы Снижение углеродного следа в энергетике возможно в следующих направлениях: 1) уменьшение доли источников энергии в виде органического топлива, переход на возобновляемые источники энергии. Огромный потенциал гидроэнергетики в нашей стране позволяет значительно увеличить долю электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС. Развитие программы локализации ВИЭ, повышение эффективности электростанций [11], разработка новых методик оценки и прогнозирования параметров ветра и солнечной активности [12] позволит увеличить долю ВИЭ в энергетике; 2) экологичное отопление - геотермальное, солнечными коллекторами и т.д. Например, геотермальное отопление на 20 % экономичнее отопления газовым котлом; 3) утилизация хладагентов. Хладагент может быть разных видов, и для каждого возможно подобрать рациональный способ утилизации: применяемые в холодильных установках и агрегатах; преобразователи на производстве пластмасс; реагенты для сухого травления; сырье применяется в системе пожаротушения[38]; 4) для эффективной работы над снижением углеродного следа необходимо учитывать все этапы жизненного цикла энергетики, включая строительство, эксплуатацию и утилизацию оборудования.

Об авторах

Лейсан Раисовна Гайнуллина

Казанский государственный энергетический университет

Автор, ответственный за переписку.
Email: gainullina7819@mail.ru
ORCID iD: 0000-0001-5414-7647

кандидат технических наук, доцент кафедры инженерной экологии и безопасности труда

Российская Федерация, 420066, г. Казань, ул. Красносельская, д. 51

Айдар Равилевич Фасыхов

Казанский государственный энергетический университет

Email: fara.388@mail.ru
аспирант, кафедра инженерной экологии и безопасности труда Российская Федерация, 420066, г. Казань, ул. Красносельская, д. 51

Наиль Фарилович Тимербаев

Научно-технический центр «Альтернативная энергетика»

Email: cpekgeu@gmail.com
ORCID iD: 0000-0001-9170-2056

доктор технических наук, директор

Российская Федерация, 420034, г. Казань, ул. Декабристов, д. 85Б

Виктория Рустемовна Ибрагимова

Научно-технический центр «Альтернативная энергетика»

Email: cpekgeu@gmail.com
заместитель директора Российская Федерация, 420034, г. Казань, ул. Декабристов, д. 85Б

Список литературы

Дополнительные файлы