Регулировка газа 2 поколения: Настройка/регулировка ГБО 2 поколения на карбюраторном автомобиле — быстрая и правильная. Редуктор Томасетто (Tomasetto).

цели выполнения настройки, ее этапы и оценка результата

Регулировка ГБО на карбюраторном двигателе требуется, чтобы автомобиль можно было завести и при подаче газа не наблюдалось отклонения его концентрации в горючей смеси. Есть более современное газовое оборудование для машин, но установки 1 и 2 поколения популярны среди автовладельцев. В этих модификациях есть газовый редуктор. Он понижает давление газа, испаряя его и подавая в мотор в парообразном виде. Регулировка газового редуктора нужна, чтобы в смеси была верная концентрация топлива. Есть 2 типа этого узла – электронный и вакуумный, каждый из которых нужно настроить правильно.

Как настраивать электронный редуктор

На таком редукторе расположена пара главных регулировок – давления 2 ступени (профессионалы ее обозначают как «чувствительность») и объема газа, который проходит по шлюзу холостого хода. Отрегулировать рекомендуют оба этих критериев. В варианте такого типа узла, настройку газа на автомобиле с карбюратором своими руками делают, соблюдая такую последовательность этапов:

1. Мотор запускают на бензине и прогревают, пока температура не достигнет рабочей отметки. Вращения двигателя на холостом ходу держат на 950-1000 об./мин. Далее вырабатываю горючее. В стартовой позиции регулировок, дозатор установлен на пиковое значение (подача газа наибольшая). Когда этот элемент с парой секций, то первую переводят на пиковое значение, а другую – на наименьшее.
2. Винт холостого хода закручивают полностью, а после проворачивают назад на 5 оборотов, при этом регулятор «чувствительности» выставляют на среднее положение.
3. Установка холосто хода – запускают машину на газу и, с помощью подсоса, выставляют обороты 1700-2000 об./мин. Теперь постепенно в несколько этапов убирают подсос, параллельно, прокручивая регулятор холостого хода, ищут пиковое значение вращений двигателя. Такие шаги повторяют, пока подсос не будет полностью в исходном положении, а мотор при этом начнет стабильно функционировать.
4. Выставляют винтом холостого хода наибольшие обороты, постепенно закручивая винт «чувствительности». Если происходят какие-либо изменения во вращениях, то корректируют регулятором холостого хода на пиковое значение. Так, «чувствительность» будет затянута фактически до упора, а мотор будет функционировать вхолостую на наибольших оборотах – 1100-1200 об./мин.
5. Затягивая регулятор холостого хода, плавно понижают вращения так, чтобы они были немного ниже, чем номинал. Потом, откручивая, устанавливают значение 950-1000 об./мин.
6. Отладка чувствительности редуктора-испарителя – регулятор «чувствительности» понемногу откручивают, пока он не станет действовать на вращения мотора при холостом. Потом его закручивают на ¾-1¼ проворота. Пробуют сильно выжать акселератор – двигатель обязан отзываться на нажатие «газа».
7. Завершающая калибровка – выжимают на акселератор, затягивают регулятор «чувствительности» по ¼ проворота. Когда возникнет ощущение «провала» в росте вращений, прекращают это делать. Потом откручивают этот регулятор на ½ проворота. Эту процедуру выполняют на «троганье» на слабом «газу», а не на «слух». Если нужно, донастройку повторяют.

Как откалибровать вакуумный редуктор

Если установленное газобаллонное оборудование с вакуумным редуктором-испарителем, то нужно определить – какого типа элемент. Есть 2 вида – с совмещенным регулятором (холостой ход и «чувствительность») и раздельным. В случае последнего типа конструкции, его калибровка совпадает с отладкой, требуемой электронному элементу. В варианте объединенного регулятора, его калибруют так:

• запускают мотор и подсосом выставляют 1700-2000 об./мин.;
• постепенно снижают подсос и крутят регулятор холостого хода, находя пиковое значение вращений мотора;
• повторяют манипуляцию, до того, как подсос не окажется в стартовой позиции, а мотор станет стабильно функционировать вхолостую;
• регулятором холостого хода устанавливают пиковое значение – 1000-1100 об. /мин.;
• затягивают винт холостого хода, понижая вращающий момент до того, как он не будет меньше номинала;
• откручивают регулятор холостого хода и выставляют 950-1000 об./мин.

По завершении такой настройки проводят проверку. Рекомендуют замерить показатели выхлопа, которые в норме по параметру углекислого газа должны соответствовать 0,35%-0,45%. Такой способ – один из лучших в случае установления правильности собственноручной калибровки газобаллонного оборудования. Аналогично проводят и определение верности настройки в случае профессиональной регулировки редуктора-испарителя. Если в автомобиле установлен эмулятор лямбда зонда, то на нем можно посмотреть показатель сгорания смеси, который и будет отображать правильность настроек.

Как отладить дозатор

Это заключительный этап собственноручной калибровки газобаллонного оборудования на своей машине. На функционирующем двигателе устанавливают ориентировочно 3000-35000 об./мин., при этом использовать подсос нельзя. Лучше проводить отладку дозатора газобаллонного оборудования не в одиночку, так как на этом этапе задействовать подсос запрещено, лучше взять себе кого-то в помощь.

Закручивают винт дозатора, пока не стент найден порог изменения вращений мотора. Для этого проворачивают дозаторный регулятор в стороны сильнее-слабее – это помогает проверить что порог обнаружен точно. После этих действий отпускают винт на ½-¾ от вычисленного порога. Затем проводят отладку холостого хода и на этом калибровка ГБО завершена. В случае того, что в отходящих газах углекислота превышает норму, донастраивают регуляторами увеличения объема воздушной части на карбюраторном моторе и холостого хода на редукторе.

Зачем требуется калибровка

Отладку газового оборудования на автомобилях проводят обязательно, так как в другом случае, если не «подкрутить» редуктор-испаритель, машину будет невозможно завести. Это обусловлено тем, что нет электронного управляющего блока (ЭБУ), который бы имел нужные прошивки под автомобиль определенной марки и модели. В такой аппаратуре главная задача – выставить нужную программу и проверить правильность ее работы. Но такое ГБО ставят по большей части на инжекторные моторы со сложной технологией впрыска.

Если не выполнять такую наладку на ГБО 1 и 2 поколения, то в двигатель также может подаваться неверный по концентрации состав газо-воздушной смеси. Из-за этого наблюдают перерасход горючего или же догорание очередной его порции на выпуске. Постепенно, из-за некорректной работы двигателя, клапаны прогорают. При этом нужно принимать во внимание, что нельзя получить одинаковый расход топлива в режиме газа и бензина. Трата первого всегда будет выше на 15-20% относительного второго, а отклонения от такого значения указывают на неверный состав газо-воздушной смеси.

Регулировка ГБО ранних поколений обязательна, без нее мотор может не запуститься или состав воздушно-газовой смеси будет неправильным. Делают эту настройку после установки оборудования на автомобиль, а потом каждый сезон. Выполнить ее несложно, но на последнем этапе – во время наладки дозатора, рекомендуют взять себе кого-то в помощь, так как подсосом пользоваться нельзя.

Установка ГБО 2

Пик своей популярности газовое оборудование 2 поколения переживало в те времена, когда ГБО уже достигло третьей эволюционной ступени, но еще не было изобретено следующее поколение. С тех пор лидерство захватили более современные установки, появилось совершенно новое ГБО, научившееся подавать газ в двигатель без преобразования в жидкую фазу. На фоне усовершенствованного газобаллонного оборудования

установка ГБО 2 поколения кажется неактуальной. Однако и списывать его со счетов еще рано. Принадлежащие к этой группе газовые системы являются едва ли самым подходящим решением для владельцев карбюраторных автомобилей с одной бензиновой форсункой, а также хозяев простых инжекторных моделей авто с катализаторами, желающих перевести машину на газ с минимальными денежными вливаниями. Цена ГБО 2 является сегодня самой низкой среди автомобильных газобаллонных систем.

Совершенствование конструкции, с прицелом на большую эффективность или удобство для пользователя, как правило, связано с ее усложнением, что в свою очередь ведет к понижению характеристик надежности. По сравнению с более новыми представителями ГБО, газовое оборудование второй ступени развития можно считать самым простым и неприхотливым, так как оно:

• обладает предельной простым конструктивным устройством — нехитрый набор компонентов с минимальным количеством электроники минимизирует вероятность поломок;

• не требует сложной электронной настройки — регулировка ГБО 2 го поколения сводится в основном к механическим манипуляциям с компонентами системы;

• легко поддается ремонту — газовые системы второго поколения отличаются простотой в диагностике и хорошей ремонтопригодностью.

При этом решения этого класса гораздо дешевле своих усовершенствованных аналогов. Разница в стоимости вместе с услугами по установке составляет от двух раз до 15 и более раз. Именно совокупность всех перечисленных факторов стимулирует автовладельцев купить ГБО 2 несмотря на существование более современных газобаллонных систем.

Как устроено ГБО 2

Второе поколение ГБО дублирует конструктивное устройство начального поколения за исключением наличия электромеханической системы контроля интенсивности потока газа. Данная система анализирует состав воздушной и газовой смеси и за счет оптимизации содержимого предупреждает неправильную работу газового оборудования. Регулирование подачи смеси в смеситель происходит через специальный дозатор. Электронная составляющая ГБО 2 идентична безнадежно исчезнувшему с рынка предшественнику, поэтому данное оборудование с одинаковым успехом может быть установлено как на карбюратор, так и двигатель инжекторного типа.

Выбор марки ГБО 2 поколения

Выбор производителя ГБО 2 поколения определяет надежность и долговечность работы системы. Традиционно самым надежным считается брендовое оборудование итальянского производства. С положительной стороны зарекомендовало себя оригинальное голландское автомобильное газобаллонное оборудование. Также при желании можно подобрать сборный комплект с компонентами разных производителей, который будет не менее качественным, но доступнее по цене.

Кроме марки, решаясь установить ГБО 2, необходимо отталкиваться от модели и технических характеристик автомобиля. При всей своей простоте с некоторыми машинами эти газовые системы не совместимы.

Обслуживание ГБО 2

Все газовые установки, за исключением решений последнего поколения, нуждаются в регулярном обслуживании. Для поддержания исправной работы ГБО 2 необходим постоянный визуальный контроль за состоянием элементов системы, периодическая очистка редуктора от конденсата, очистка фильтра. При условии соблюдения элементарных правил обслуживания системы второго поколения не доставляют автовладельцу каких-либо серьезных проблем.

Откуда поступает наш природный газ

В настоящее время Соединенные Штаты производят почти весь природный газ, который они используют

Добыча сухого природного газа в США в 2021 году составила около 34,5 триллионов кубических футов (трлн куб. футов), в среднем около 94,6 миллиардов кубических футов в день и самая высокая зарегистрированная годовая сумма. Большая часть увеличения добычи с 2005 года является результатом горизонтального бурения и методов гидроразрыва пласта, особенно в сланцах, песчаниках, карбонатах и ​​других плотных геологических формациях. Природный газ добывается из береговых и морских газовых и нефтяных скважин, а также из угольных пластов. В 2021 году производство сухого природного газа в США было примерно на 13% больше, чем общее потребление природного газа в США.

Добыча сухого природного газа в США в 2021 году была примерно на 1 трлн куб. газ.

В 2021 г. на долю пяти из 34 штатов, производящих природный газ, приходилось около 70% общего объема добычи сухого природного газа в США.

Метан угольных пластов и дополнительное газообразное топливо0014, который представляет собой метан, полученный из угольных пластов, или

пластов , является источником метана, который добавляется к поставкам природного газа в США. В 2021 году добыча метана из угольных пластов в США составила около 2% от общей добычи сухого природного газа в США.

Дополнительные источники углеводородных газов, которые включены в производство и потребление природного газа в США, включают дополнительные газообразные виды топлива, которые включают доменный газ, нефтеперерабатывающий газ, биогаз (иногда называемый возобновляемый природный газ ), пропан-воздушные смеси и синтетический природный газ (природный газ, полученный из нефтяных углеводородов или из угля). Эти дополнительные газообразные виды топлива составляли около 0,2% потребления природного газа в США в 2021 году. Крупнейшим источником синтетического природного газа является завод Great Plains Synfuels в Беуле, Северная Дакота, где уголь преобразуется в природный газ трубопроводного качества.

Морская добыча природного газа

Хотя большая часть скважин природного газа и нефти в Соединенных Штатах находится на суше, некоторые скважины бурятся на дне океана в водах у побережья Соединенных Штатов. В 2021 году общая добыча сухого природного газа на шельфе составила около 0,8 трлн куб. футов, из которых 88% пришлось на федеральные воды в Мексиканском заливе. Федеральная добыча в Мексиканском заливе составила около 0,7 трлн куб. футов или 2% от общей добычи сухого природного газа в США. Морская добыча из океанских вод, находящихся в ведении Алабамы, Аляски, Калифорнии, Луизианы и Техаса, составила около 0,3% от общего объема добычи сухого природного газа в США в 2021 году9.0005

Нажмите, чтобы увеличить

Нажмите, чтобы увеличить

Что такое сланец?

Сланец представляет собой мелкозернистую осадочную породу, которая образуется при уплотнении ила и минеральных частиц размером с глину и легко разбивается на тонкие параллельные слои. Черный сланец содержит органический материал, который может генерировать нефть и природный газ, которые находятся в порах породы.

Где находятся ресурсы сланцевого газа?

Ресурсы сланцевого природного газа находятся в сланцевых формациях, содержащих значительные скопления природного газа и/или нефти. Эти ресурсы, или пьес, находятся примерно в 30 штатах. Сланцевая шахта Барнетт в Техасе занимается добычей природного газа уже более десяти лет. Информация, полученная при разработке Barnett Shale, послужила исходным технологическим шаблоном для разработки других сланцевых месторождений в Соединенных Штатах. Роль пьесы Барнетта Шейла со временем уменьшилась по мере развития других пьес. В настоящее время сланцевый рудник Марцеллус в бассейне Аппалачей, охватывающий Огайо, Пенсильванию и Западную Вирджинию, является крупнейшим источником природного газа из сланцев.

Сланцевый газ и плотный газ

• Сланцевый природный газ
• Плотный природный газ

Нажмите, чтобы увеличить

Нажмите, чтобы увеличить

Сланцевый природный газ

Крупномасштабная добыча природного газа из сланцев началась примерно в 2000 году, когда добыча сланцевого газа стала коммерческой реальностью в сланцах Барнетт, расположенных в северо-центральной части Техаса. Производство природного газа Barnett Shale было начато корпорацией Mitchell Energy and Development Corporation. В течение 19В 80-х и 1990-х годах Mitchell Energy экспериментировала с альтернативными методами гидравлического разрыва пласта сланца Барнетт. К 2000 году компания разработала метод гидроразрыва пласта, который позволил получить коммерческие объемы сланцевого газа. Когда коммерческий успех сланца Барнетт стал очевиден, другие компании начали бурение скважин в этом пласте, и к 2005 году сланец Барнетт производил почти полтриллиона кубических футов природного газа в год. Когда производители природного газа обрели уверенность в своих способностях прибыльно добывать природный газ в сланцах Барнетт и увидели подтвержденные результаты в сланцах Фейетвилл в северном Арканзасе, производители начали разработку других сланцевых формаций. Эти новые формации включали Haynesville в восточном Техасе и северной Луизиане, Woodford в Оклахоме, Eagle Ford в южном Техасе и сланцы Marcellus и Utica в северных Аппалачах.

Нажмите, чтобы увеличить  | Дополнительные данные

Природный газ в плотных породах

Природный газ в плотных породах впервые был определен как отдельная категория добычи природного газа с принятием Закона о политике в отношении природного газа 1978 года (NGPA). NGPA установило природный газ плотных пород в качестве отдельной ценовой категории природного газа на устье скважины, которая может иметь нерегулируемые цены, определяемые рынком. Категория труднопроницаемого природного газа дала производителям стимул добывать дорогостоящие ресурсы природного газа, когда ресурсы природного газа в США становились все более дефицитными.

В результате ценового стимула NGPA для плотного природного газа эти ресурсы разрабатывались с начала 1980-х годов, в основном из низкопроницаемых песчаников и карбонатных образований, а также из небольшого объема добычи восточных девонских сланцев. С полным дерегулированием цен на природный газ на устье скважины и отменой соответствующих правил Федеральной комиссии по регулированию энергетики (FERC) природный газ в плотных породах больше не имеет конкретного определения, но в целом он по-прежнему относится к природному газу, добываемому из низкопроницаемых песчаников и карбонатов.

водохранилища.

Известные плотные газовые формации включают, но не ограничиваются:

• формации Клинтон, Медина и Тускарора в Аппалачах
• Песчаник Береа в Мичигане
• Боссье, Коттон-Вэлли, Олмос, Виксбург и Уилкокс Лобо вдоль побережья Мексиканского залива
• Формации Гранит Уош и Атока на Среднем континенте
• Образование каньона в Пермском бассейне
• Формации Месаверде и Ниобрара в нескольких бассейнах Скалистых гор

Сланцевые ресурсы и ресурсы плотного газа, по прогнозам, станут крупнейшими источниками добычи природного газа в США

Соединенные Штаты имеют доступ к значительным ресурсам природного газа. В годовом отчете Energy Outlook 2022 (AEO2022) Управление энергетической информации США прогнозирует, что большая часть добычи сухого природного газа в США до 2050 года будет приходиться на сланцевые ресурсы и ресурсы плотного газа.

Нажмите, чтобы увеличить

Страница обновлена ​​3 октября 2022 г. с самыми последними годовыми данными, доступными на момент обновления; Ежемесячный график добычи сухого сланцевого газа обновлен 24 января 2023 г. .

CER – Энергетические профили провинций и территорий – Канада

Дом Исследовать Канада ЮТ NT НУ До нашей эры АБ СК МБ НА КК NB Нидерланды NS ЧП

Подключить/Связаться с нами

Содержание

• Производство энергии
• Транспортировка и торговля энергией
• Потребление энергии и выбросы парниковых газов (ПГ)
• Дополнительная информация

• Рисунок 1: Добыча углеводородов

  Источник и описание:

  Источник:
  CER – Canada’s Energy Future 2021

  Описание:
  На этом графике показана добыча углеводородов в Канаде с 2010 по 2020 год. За этот период добыча сырой нефти выросла с 3,0 млн баррелей в сутки до 4,7 млн баррелей в сутки, причем почти весь рост приходится на нефтеносные пески. Добыча природного газа увеличилась с 14,6 млрд куб. футов в сутки до 15,5 млрд куб. футов в сутки.

• Рисунок 2: Производство электроэнергии (2019 г.)
  Источник и описание:

  Источник:
  CER – Canada’s Energy Future 2021

  Описание:
  На этой круговой диаграмме показано производство электроэнергии по источникам в Канаде. Всего в 2019 году выработано 632,2 ТВтч электроэнергии.

• Рисунок 3: Карта инфраструктуры по добыче сырой нефти

  Источник и описание:

  Источник:
  CER

  Описание:
  На этой карте показаны все основные нефтепроводы и железнодорожные линии в Канаде.

  Загрузить:
  PDF-версия [1 810 КБ]

• Рисунок 4: Карта инфраструктуры природного газа

  Источник и описание:

  Источник:
  КВЖД

  Описание:
  На этой карте показаны все основные газопроводы Канады.

  Скачать:
  PDF-версия [2 166 КБ]

• Рисунок 5. Спрос конечного потребителя по секторам (2019 г.)

  Источник и описание:

  Источник:
  CER – Canada’s Energy Future 2021

  Описание:
  На этой круговой диаграмме показан спрос на энергию для конечного использования в Канаде по секторам. Общий спрос на энергию для конечного использования составил 12 204 ПДж в 2018 году. Крупнейшим сектором была промышленность с долей 52% от общего спроса, за ней следовал транспорт (23%), жилой сектор (13%) и, наконец, коммерческий сектор (12%). .

• Рисунок 6: Спрос конечного потребителя по видам топлива (2019 г.)

  Источник и описание:

  Источник:
  CER – Canada’s Energy Future 2021

  Описание:
  На этом рисунке показан спрос конечного использования по типам топлива в Канаде в 2018 году. На продукты нефтепереработки приходилось 4 914 ПДж (40%) спроса, за ними следуют природный газ – 4 376 ПДж (36%), электричество – 2 018 ПДж (17 %). %), биотопливо на 739ПДж (6%), а другие — 158 ПДж (1%).
  Примечание. «Прочее» включает уголь, кокс и коксовый газ.

• Рисунок 7: Выбросы ПГ по секторам

  Источник и описание:

  Источник:
  Окружающая среда и изменение климата Канады – Отчет о национальной инвентаризации

  Описание:
  Этот сложенный столбчатый график показывает выбросы ПГ в Канаде каждые пять лет с 1990 по 2020 год в тоннах CO 9 .0248 2 эл. Общие выбросы ПГ увеличились в Канаде с 595 млн CO 90 248 2  e в 1990 году до 672 млн CO ₂  e в 2020 году.

• Рисунок 8: Интенсивность выбросов при производстве электроэнергии

  Источник и описание:

  Источник:
  Окружающая среда и изменение климата Канады – Отчет о национальной инвентаризации

  Описание:
  Этот столбчатый график показывает интенсивность выбросов при производстве электроэнергии в Канаде с 1990 до 2020 года. В 1990 году электроэнергия, вырабатываемая в Канаде, выбрасывала 220 г CO ₂ e на кВтч. К 2020 году интенсивность выбросов снизилась до 110 г CO ₂ e на кВтч.

Производство энергии

Сырая нефть

• Канада добыла 4,66 млн баррелей сырой нефти в сутки в 2020 г., что на 5% меньше, чем в 2019 г. ( Рисунок 1 ). Это поставило Канаду на четвертое место по добыче нефти в мире. С 2010 года добыча сырой нефти в Канаде увеличилась на 57%.
• Канадское производство сосредоточено в западной Канаде, на которую приходилось около 95% от общего объема производства в 2020 году. Остальные 5% производились в основном в Ньюфаундленде и Лабрадоре.
• Альберта, Саскачеван и Ньюфаундленд производят 96% нефти Канады. Эти три провинции также являются единственными провинциями, производящими тяжелую нефть.
• Сырая нефть Канады идет в основном на экспортные рынки. В 2020 году Канада экспортировала в среднем 3,66 млн баррелей в сутки, что на 2,7% меньше, чем в 2019 году, из-за снижения спроса из-за пандемии. С 2010 года экспорт увеличился на 87%.
• Канада обладает одними из самых больших запасов нефти в мире (почти 10%), и по состоянию на 2020 год уступает только Венесуэле и Саудовской Аравии.
• В 2020 году 75% от общего объема добычи в Канаде, или 3,50 млн баррелей в сутки, было экспортировано в Соединенные Штаты (США). Из оставшихся 25% 21% перерабатывался в Канаде, а оставшаяся часть экспортировалась напрямую в другие страны.

Продукты нефтепереработки (ППН)

• RPP представляют собой ряд продуктов, получаемых из сырой нефти, таких как бензин, дизельное топливо, печное топливо и топливо для реактивных двигателей. RPP являются крупнейшим видом энергии, потребляемой конечными пользователями в Канаде.
• Канада имеет 17 нефтеперерабатывающих заводов с общей мощностью около 2,0 млн баррелей в сутки по состоянию на 2020 год. Альберта имеет наибольшую долю нефтеперерабатывающих мощностей (27%), за ней следуют Онтарио (20%), Квебек (19%), Нью-Брансуик ( 16%), Саскачеван (8%), Ньюфаундленд и Лабрадор (7%) и Британская Колумбия (Британская Колумбия) (3%).
• В 2020 году канадские нефтеперерабатывающие заводы работали в среднем на 76% мощности и потребляли 1,5 млн баррелей сырой нефти в сутки, что меньше, чем в 2019 году, в результате более слабого спроса во время пандемии. В 2019 году, канадские нефтеперерабатывающие заводы в среднем работали на 84% мощности и потребляли 1,7 млн баррелей сырой нефти в сутки.
• Нефтеперерабатывающий завод Irving в Сент-Джоне, Нью-Брансуик, является крупнейшим нефтеперерабатывающим заводом Канады с мощностью 320 000 баррелей в день (Мб/д).
• Нефтеперерабатывающий завод в Come by Chance, Ньюфаундленд, был остановлен владельцем в Северной Атлантике в марте 2020 года. -2022.
• Осетровый нефтеперерабатывающий завод в Редуотере, Альберта, является первым нефтеперерабатывающим заводом в Канаде, который будет построен с 1984 года. Он использует технологию улавливания и хранения углерода и улавливает до 1,3 миллиона тонн углерода в год для транспортировки по магистральной углеродной магистрали Альберты (ACTL).

Природный газ/сжиженный природный газ (ШФЛУ)

• В 2020 году Канада была шестым по величине производителем природного газа в мире со средней добычей 15,5 млрд кубических футов в день (млрд кубических футов в сутки), что на 1,6% меньше, чем в 2019 году.( Рисунок 1 ).
• Альберта и Британская Колумбия на него приходилось почти 98% добычи в Канаде в 2020 году. Меньшие объемы природного газа добываются в Саскачеване, Нью-Брансуике, Онтарио и Северо-Западных территориях (СЗТ).
• В 2020 году добыча сжиженного природного газа (ШФЛУ) в Канаде составляла около 812 Мб/сутки, не считая конденсата и пентанов, а также сырой нефти. Половина этой продукции была из Альберты.
• Добыча природного газа и ШФЛУ в Новой Шотландии прекратилась в декабре 2018 года с остановкой оффшорного энергетического проекта Sable.

Электричество

• В 2019 году Канада произвела 632,2 тераватт-часа (ТВтч) электроэнергии. Более половины электроэнергии в Канаде (60%) вырабатывается из гидроисточников. Остальная часть производится из различных источников, включая природный газ, атомную энергетику, ветер, уголь, биомассу, солнечную энергию и нефть ( Рисунок 2 ). В 2020 году Канада занимала четвертое место в мире по установленной мощности гидроэлектростанций.
• Регулирование электроэнергетического сектора в основном осуществляется на уровне провинций. Это включает в себя большинство политик, связанных с ценообразованием, а также с используемыми типами производства электроэнергии. Каждая провинция обладает юрисдикцией в отношении производства электроэнергии, внутрипровинциальной передачи и распределения, в то время как федеральное правительство имеет полномочия в отношении некоторых аспектов сектора атомной энергетики, экспорта электроэнергии и определенных международных и межпровинциальных линий электропередачи.
• Либо государственные, либо частные коммунальные предприятия, либо их сочетание в случае Альберты и Онтарио производят и распределяют большую часть электроэнергии в Канаде. Дерегулированные оптовые рынки электроэнергии существуют только в Альберте и Онтарио.
• В разных юрисдикциях используются разные источники для выработки электроэнергии. Британская Колумбия, Манитоба, Квебек, Ньюфаундленд и Лабрадор, а также Юкон обычно производят более 80% своей электроэнергии за счет гидроэлектростанций. Онтарио, Нью-Брансуик и СЗТ полагаются на различные комбинации атомной энергии, гидроэнергии, ветра, биомассы, угля, природного газа и нефти, хотя не все провинции или территории используют их все. Альберта, Саскачеван, Новая Шотландия и Нунавут производят большую часть своей электроэнергии из ископаемого топлива, такого как уголь, природный газ или нефть.
• Производство ветряных электростанций и солнечных фотоэлектрических панелей выросло с незначительного количества в 2005 году до примерно 5% от общего объема производства электроэнергии в 2019 году.
• В 2019 году ветроэнергетическая мощность Канады составляла примерно 13,2 гигаватт (ГВт). Большинство ветровых установок в Канаде находится в Онтарио, Квебеке и Альберте.
• В 2019 году в Канаде было около 2,9 ГВт солнечной энергии, большая часть которой была установлена ​​в Онтарио. Ожидается, что новые крупные солнечные фермы, которые планируются, строятся или завершены в Альберте и Саскачеване, приведут к увеличению установленной солнечной мощности в Канаде до 3,6 ГВт к 2022 году9.0046
• В отчете CER «Энергетическое будущее Канады 2021» прогнозируется, что мощность возобновляемых источников электроэнергии, не связанных с гидроэнергетикой, в Канаде вырастет к 2040 году на 83 % до 33,3 ГВт в его сценарии текущей политики и на 239 % до 61,8 ГВт в его сценарии меняющейся политики.

Уран

• Канада является мировым лидером по добыче урана, на ее долю приходилось 13% мирового производства в 2019 г. по сравнению с 22% в 2017 г. В 2019 г. Канада произвела 8 165 тонн урана. 15% используются для топлива реакторов в Онтарио и Нью-Брансуике.
• Саскачеван в настоящее время является единственной урановой провинцией в Канаде. Ранее уран также добывали в Онтарио и СЗТ. Производство в основном осуществляется на рудниках McArthur River и Cigar Lake в северной части Саскачевана.
• Рудник McArthur River/Key Lake компании Cameco в северной части провинции Саскачеван является крупнейшим в мире месторождением высококачественного урана. Однако добыча на McArthur River/Key Lake была приостановлена ​​на неопределенный срок из-за слабого мирового спроса. Закрытие началось в феврале 2018 года, что привело к снижению доли Канады в мировом производстве урана.
• Крупнейший в мире завод по переработке урана принадлежит компании Cameco и расположен в Блинд-Ривер, Онтарио. Затем очищенный уран отправляется на конверсионные предприятия для дальнейшего производства в топливо.

Водород

• В декабре 2020 года правительство Канады опубликовало свою водородную стратегию для Канады. В отчете основное внимание уделяется тому, чтобы позволить Канаде стать ведущим мировым производителем низкоуглеродного водорода.
• Ранний успех небольших водородных проектов привел к более крупным и интегрированным проектам в Канаде. Известные ранние проекты, такие как шахта Раглан и проект Bella Coola HARP, снизили зависимость от дизельного топлива в удаленных районах.
• В Альберте углерод улавливается при производстве водорода на Северо-Западном осетровом нефтеперерабатывающем заводе, и Suncor Energy в партнерстве с ATCO производит более 300 000 тонн низкоуглеродистого водорода в год. Инвестиционное решение по проекту ожидается к 2024 году, и он может быть запущен к 2028 году. Форт Саскачеван также является домом для пилотного проекта смешивания ATCO. Ожидается, что проект будет завершен летом 2022 года и позволит ATCO поставлять смесь природного газа, содержащую до 5% водорода, в часть газораспределительной сети Форт-Саскачеван.
• Компания Air Products объявила, что планирует построить в Эдмонтоне предприятие стоимостью 1,3 миллиарда долларов, которое будет производить водород из природного газа. Ожидается, что работы начнутся в 2024 году.
• В Онтарио энергохранилище Enbridge-Cummins может хранить избыточную возобновляемую энергию в виде водорода. В начале 2022 года Enbridge Gas и Cummins завершили проект по смешиванию этого водорода с сетью природного газа Enbridge Gas в Онтарио.
• В Беканкуре, Квебек, завершено строительство крупнейшего в мире электролизера с протонообменной мембраной. Электролизер мощностью 20 мегаватт (МВт) будет использовать гидроэнергетические ресурсы Квебека для производства зеленого водорода.

Начало страницы

Транспортировка и торговля энергией

Сырая нефть и жидкости

• Крупная трубопроводная система Канады обслуживает как внутренние нефтеперерабатывающие заводы, так и экспортные рынки ( Рисунок 3 ). CER регулирует все межпровинциальные и международные нефтепроводы.
• Общий объем экспорта сырой нефти в 2020 году составил 3,7 млн ​​баррелей в сутки, что на 2% ниже, чем в 2019 году. Общая стоимость экспорта сырой нефти Канады в 2020 году составила почти 60 миллиардов долларов. Хотя объемы экспорта в 2020 году оставались относительно неизменными по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, средняя цена, полученная за экспортируемую канадскую сырую нефть, снизилась на 32%.
• В 2020 году Канада экспортировала около 2,8 млн баррелей в сутки тяжелой нефти и 0,8 млн баррелей в сутки легкой нефти. В 2020 году на тяжелую сырую нефть приходилось 77% всей сырой нефти, экспортируемой из Канады. За последние пять лет экспорт тяжелой нефти увеличился на 23%.
• Импорт сырой нефти сократился на 20 % в 2020 году, с 693 тыс. баррелей в сутки (Мб/д) в 2019 году до 555 Мб/д. Импортируется в основном легкая сырая нефть (включая конденсат) и в основном импортируется на нефтеперерабатывающие заводы в центральной и восточной Канаде.
• В 2020 году на Средний Запад США, или PADD II (Нефтяное управление оборонного округа, регион 2), приходилось 58% экспорта сырой нефти Канады, что сделало его крупнейшим рынком сбыта Канады. Побережье Мексиканского залива США (PADD III) получило 20%. PADD III — самый быстрорастущий рынок Канады, экспорт которого с 2013 года увеличился более чем на 600 %. Отчасти это связано с сокращением импорта из Венесуэлы и Мексики — двух других поставщиков тяжелой нефти в США
.
• В 2020 году примерно 88% экспорта сырой нефти транспортировалось по трубопроводам, а оставшаяся часть сырой нефти транспортировалась по железной дороге, морским и автомобильным транспортом. В 2020 году примерно 5% было экспортировано по железной дороге, а 8% — морским транспортом.
• Большая часть экспорта сырой нефти из Канады транспортируется по четырем трубопроводам: канадской магистрали Enbridge, Keystone компании TC Energy (ранее TransCanada), Trans Mountain и Enbridge Express.
• Канада имеет более 30 железнодорожных наливных сооружений для сырой нефти. Большинство объектов находится в западной части Канады, и их общая расчетная пропускная способность составляет 1,4 млн баррелей в сутки. В 2020 году объем сырой нефти, экспортируемой по железной дороге, в среднем составлял 170 млн баррелей в сутки, что ниже 280 млн баррелей в сутки в 2019 году из-за снижения добычи, вызванного снижением спроса во время пандемии COVID-19.пандемия.
• Канадские нефтеперерабатывающие заводы в основном снабжаются сырой нефтью по трубопроводам, но нефтеперерабатывающие заводы на восточном побережье не имеют доступа к трубопроводам и полагаются на морские и железнодорожные поставки.
• Нефтеперерабатывающие заводы Альберты поставляют RPP в Прерии через Канадскую магистраль Энбриджа и в Британскую Колумбию. через Трансгорный трубопровод. Альберта также поставляет РЭС в соседние провинции железнодорожным и автомобильным транспортом.
• Квебек поставляет нефтепродукты в основном в Онтарио по Транссеверному трубопроводу, крупнейшему в Канаде межпровинциальному трубопроводу RPP, а также по железной дороге, морю и грузовику.
• Канадские RPP экспортируются в основном с нефтеперерабатывающих заводов в Атлантике, хотя небольшие объемы экспортируются в США из всех регионов Канады.
• Квебек, Онтарио и атлантические провинции являются основными регионами-импортерами RPP.
• Канада импортирует конденсат из США на судах «Южное сияние» в Энбридже и Кочине в Пембине. Конденсат, импортируемый в Альберту, используется в основном в качестве разбавителя для транспортировки тяжелой нефти и битума по трубопроводам.

Природный газ

• В 2020 году Канада экспортировала в США в среднем 6,8 млрд куб. футов в сутки и импортировала 2,2 млрд куб. футов в сутки. Экспорт сократился на 7%, а импорт сократился на 11% в период с 2019 по 2020 год. Стоимость экспорта природного газа за вычетом импорта в 2020 году составила 4,7 миллиарда долларов.
• Канада имеет обширную сеть газопроводов (рис. 4). Природный газ обычно поступает из районов добычи в западной Канаде на рынки с более высоким спросом в центральной Канаде и США. Канадская магистраль TC Energy является основным магистральным газопроводом в Канаде, простирающимся от системы NGTL на границе Альберты и Саскачевана через Саскачеван. Манитоба и Онтарио, а также часть Квебека. Несколько других межпровинциальных и международных трубопроводов, регулируемых CER, также транспортируют канадский газ на рынки. К ним относятся Alliance, Westcoast (также известный как BC Pipeline), Foothills, Trans-Quebec and Maritimes, Maritimes and Northeast и Emera Brunswick.
• Почти весь произведенный в Канаде природный газ, экспортируемый в США, транспортируется по трубопроводу, а очень небольшое количество экспортируется грузовиками или судами в виде сжиженного природного газа (СПГ).
• Большая часть импортируемого природного газа поставляется по трубопроводам в южной части Онтарио. Несколько традиционных пунктов экспорта природного газа на канадской магистрали TC Energy в южной части Онтарио в последние годы добавили двунаправленные возможности и теперь работают в основном как пункты импорта.
• В Канаде имеется приблизительно 949 миллиардов кубических футов подземных хранилищ природного газа. Около 58% этих хранилищ расположено по всей Альберте, а большая часть остатка расположена недалеко от Сарнии, Онтарио. Меньшие объемы подземных хранилищ также имеются в Саскачеване, Британская Колумбия, и Квебеке. Хранилища природного газа используются для обеспечения поставок в регионы-потребители во время пикового зимнего спроса.

Начало страницы

Сжиженный природный газ (СПГ)

• По состоянию на май 2021 года CER одобрил 43 заявки на экспортные лицензии для канадских проектов СПГ. Проекты экспорта СПГ были предложены как для западного, так и для восточного побережья. Начато строительство только одного из предлагаемых экспортных объектов СПГ – LNG Canada в Китимате, Британская Колумбия. Первые поставки LNG Canada ожидаются в середине 2020-х годов.
• Канада имеет один импортный терминал СПГ — терминал Canaport в Сент-Джоне, Нью-Брансуик, который был запущен в 2009 году. Canaport имеет мощность доставки природного газа 1,2 млрд кубических футов в сутки, но фактические объемы отправки были намного ниже.
• В нескольких провинциях и территориях имеются небольшие заводы по производству СПГ для различных целей, включая транспортировку (включая морские и флотские транспортные средства) и производство электроэнергии. СПГ также используется для обеспечения природным газом во время пиков спроса (например, в Дельте, Британская Колумбия; Садбери, Онтарио, и Монреале, Квебек).
• Канада также экспортирует небольшие объемы СПГ с завода FortisBC на острове Тилбери в Азию на судах с конца 2017 года.

Электричество

• Канада является нетто-экспортером электроэнергии. В 2020 г. чистый экспорт вырос до 57,3 ТВтч с 47,1 ТВтч в 2019 году. Вся торговля электроэнергией велась с США
• В 2020 году Канада экспортировала 67,2 ТВтч электроэнергии в США и импортировала 9,8 ТВтч из США
• Есть 34 основные действующие международные линии электропередачи, соединяющие Канаду с США
• Общая стоимость экспорта электроэнергии Канады составила 2,6 миллиарда долларов, а стоимость импорта — 0,3 миллиарда долларов, в результате чего чистый экспорт в 2020 году составил 2,3 миллиарда долларов. Основная часть торговли электроэнергией происходит между США и провинциями Квебек, Онтарио, Манитоба и Британская Колумбия.
• Торговля электроэнергией чаще всего происходит в направлении север-юг между провинциями и штатами, а не в направлении восток-запад между провинциями.

Начало страницы

Потребление энергии и выбросы парниковых газов (ПГ)

Общее потребление энергии

• Потребление конечного потребления в Канаде в 2019 году составило 12 305 петаджоулей (ПДж). Крупнейшим сектором спроса на энергию была промышленность (52 % от общего спроса), за ней следуют транспорт (23 %), жилой сектор (13 %) и коммерческий сектор (12 %). ( Рисунок 5 ).
• RPP были самым большим видом топлива, потребляемым в Канаде в 2019 году, что составляет 4 953 ПДж, или 40% потребления. На природный газ и электроэнергию приходилось 4 416 ПДж (36%) и 2 025 ПДж (16%) соответственно (9).0115 Рисунок 6 ).

Продукты нефтепереработки

• Общий спрос на RPP в Канаде в 2019 году составил 4 953 ПДж. Основными потребляемыми продуктами были бензин и дизельное топливо. Другие продукты включают мазут, асфальт и смазочные материалы.
• Канадцы являются одними из самых крупных потребителей нефти и нефтепродуктов в мире.
• Потребление автомобильного бензина на душу населения в 2019 году составило 1 268 литров. Потребление автомобильного бензина было самым высоким в Саскачеване (2 302 литров на душу населения) и самым низким в Британской Колумбии. из расчета 1 066 литров на душу населения. ^{Сноска 1}
• Потребление дизельного топлива на душу населения в 2019 году составило 855 литров. Потребление дизельного топлива было самым высоким в Саскачеване (3 020 литров на душу населения) и самым низким в Онтарио (513 литров на душу населения). ^{Сноска 2}
• Бензин в западной Канаде и Онтарио в основном производится из западно-канадской сырой нефти, тогда как бензин в Квебеке и атлантической Канаде производится из смеси западно-канадской, шельфовой атлантической канадской и импортной сырой нефти.
• Растущая добыча, новые мощности трубопроводов и новые железнодорожные разгрузочные сооружения в восточной части Канады позволили западной канадской и американской сырой нефти все больше вытеснять зарубежный импорт нефтеперерабатывающими заводами восточной Канады.

Природный газ

• В 2020 году Канада потребляла в среднем 11,4 млрд куб. футов природного газа в сутки. Крупнейшими потребителями природного газа были Альберта (6,4 млрд куб. футов в сутки), за которой следуют Онтарио и Британская Колумбия. на уровне 2,7 млрд кубических футов в сутки и 0,8 млрд кубических футов в сутки соответственно.
• Крупнейшим сектором потребления природного газа в Канаде был промышленный сектор, который потреблял 8,0 млрд куб. футов в сутки в 2020 году. Жилой и коммерческий сектора потребляли по 1,7 млрд куб.

Электричество

• В 2019 году годовое потребление электроэнергии на душу населения в Канаде составило 15 мегаватт-часов (МВтч). Квебек занял первое место по годовому потреблению электроэнергии — 24 МВтч на душу населения, а Нунавут занял самое низкое место — 6,1 МВтч на душу населения.
• Крупнейший сектор потребления электроэнергии в Канаде в 2019 г.был промышленным на уровне 239 ТВтч. Жилой и коммерческий секторы потребляли 171 ТВтч и 150 ТВтч соответственно. Транспортный сектор потреблял ничтожную сумму.

Выбросы ПГ

• Выбросы парниковых газов в Канаде в 2020 году составили 672,4 мегатонны (МТ) в эквиваленте диоксида углерода (CO ₂ e). Выбросы в Канаде увеличились на 13,1% с 1990 г. и снизились на 9,3% с 2005 г. ^{Сноска 3}
• Выбросы на душу населения в Канаде составили 17,7 тонн CO ₂ е в 2020 году.
• Доля Канады в глобальных ежегодных выбросах ПГ с 1990 года составляет менее 2,0%. Несмотря на эту низкую долю, Канада занимает одно из первых мест среди развитых стран по выбросам ПГ на душу населения, наряду с Австралией, Люксембургом и США
• Крупнейшим сектором выбросов парниковых газов в Канаде является добыча нефти и газа, выбросы которой в 2020 году составили 179,8 млн тонн CO ₂ e. Транспорт был вторым по величине источником выбросов с 159,2 млн тонн CO ₂ e, за ними следуют промышленность и производство на 94,4 мт, а здания – 87,8 мт (, рисунок 7, ).
• Из 179,8 млн тонн CO ₂ e, выброшенных нефтегазовым сектором в 2020 году, 160,4 млн тонн приходится на производство, переработку и транспортировку, а 18,4 млн тонн приходится на переработку нефти и распределение природного газа.
• Выбросы парниковых газов в Канаде от производства электроэнергии сократились на 52% в период с 2005 по 2020 год. Большая часть этого сокращения связана с поэтапным отказом Онтарио от угольной генерации. В период с 2005 по 2020 год выбросы парниковых газов в Онтарио от электричества снизились с 33,9MT CO ₂ e до 3,2 MT.
• Саскачеван и Альберта являются провинциями с самыми высокими выбросами от производства электроэнергии. В 2020 году Альберта произвела 52% от общего объема выбросов парниковых газов в Канаде в результате производства электроэнергии, а на Саскачеван пришлось 22%.
• Интенсивность выбросов парниковых газов в электросети Канады, измеренная как выбросы парниковых газов при производстве электроэнергии в стране, составляла 110 граммов CO ₂ e на киловатт-час (г CO ₂ е/кВтч) в 2020 году.