Главная ->  Экология 

 

Новая страница 1. Переработка и вывоз строительного мусора

Угольный газ можно добывать в промышленных объемах, не дожидаясь, пока он взорвется в шахте

 

Сергей Александрович Правосудов - директор Института национальной энергетики.

 

В последнее время участились взрывы метана в угольных шахтах. В Кемеровской области в нынешнем году в результате таких ЧП погибли уже несколько десятков человек. Обострение этой проблемы связано с тем, что сегодня глубина шахт в Кузбассе достигает более 300 м. Зона газового выветривания (где метана в угольных пластах почти нет) составляет 150–200 м. А дальше содержание метана очень велико – до 30 куб. м на тонну угля. В этих условиях шахты нужно постоянно проветривать, что требует остановок в работе. Этими нормами горняки зачастую пренебрегают, что приводит к катастрофическим последствиям.

 

Однако угольный метан можно извлекать и использовать вместо природного газа. Следует отметить, что для добычи метана пригодны далеко не все месторождения. Так, длиннопламенные бурые угли бедны этим газом. В свою очередь, уголь-антрацит отличается высокой концентрацией газа, но его невозможно извлечь из-за высокой плотности и чрезвычайно низкой проницаемости залежи. Угли, занимающие промежуточное положение между бурыми и антрацитом, относятся к самым перспективным для добычи метана. Именно такой уголь залегает в Кузбассе.

 

Особенность метаноугольных месторождений состоит в том, что в отличие от традиционных залежей, где природный газ находится в свободном состоянии в пористых коллекторах (например, в песчанике), в угольных пластах метан сорбирован углем или защемлен в мельчайших трещинах. Кстати, на глубинах до 1 км концентрация метана в угле выше, чем в пористых породах. Но здесь его гораздо труднее извлечь.

 

Для начала добычи необходимо пробурить скважину. Однако если газ, содержащийся в песчанике, свободно выходит на поверхность за счет пластового давления, то в залежах угля необходимо создать каналы для его движения. Их делают за счет гидроразрыва пласта и последующей откачки воды. На глубине 1000 м давление составляет 100 атмосфер, если оно снижается, то метан переходит в свободное состояние, мигрирует по образовавшимся трещинам к устью скважины и далее на поверхность.

 

С момента начала откачки пластовых вод дебит скважины постепенно растет по мере увеличения депрессии и через несколько месяцев достигает своего максимального уровня, а затем плавно снижается в течение многих лет. Это коренным образом отличает метаноугольные промыслы от обычных, где дебиты природного газа имеют максимальные значения в момент вскрытия продуктивного пласта и уменьшаются по мере истощения месторождения и падения пластового давления.

 

Мировой опыт

 

Лидером в этом направлении бизнеса в настоящее время являются США. Добыча метана здесь увеличилась с 5 млрд. куб. м в 1990 году до более чем 50 млрд. куб. м в 2006 году. Рост производства угольного метана объясняется истощением запасов природного газа в американских месторождениях. Кроме того, извлечением метана из угольных месторождений занимаются Австралия, Канада, Китай и Колумбия. В России в промышленных масштабах метан угольных пластов не добывается. Характерно, что российский институт «Промгаз» (сегодня дочернее предприятие «Газпрома») первый в мире произвел гидроразрыв угольного пласта. Это произошло в 1954 году в рамках работ по подземной газификации углей в Донбассе.

 

Правда, тогда добывали не метан, а горючие газы, которые образуются в результате сжигания угля под землей. Технология эта выглядела следующим образом. В угольном пласте бурились две скважины и соединялись с помощью гидроразрыва. В одну закачивали воздушную смесь, которая должна поддерживать горение угля, а из второй скважины выходили на поверхность продукты его неполного сгорания. В 1956 году на основе данного принципа была построена Южно-Абинская станция подземной газификации углей вблизи города Киселевск (Кемеровская обл.), которая проработала до 1996 года. Она снабжала этим топливом 14 промышленных и коммунально-бытовых потребителей. После начала разработки гигантских запасов голубого топлива Западной Сибири эти проекты свернули. Дело в том, что себестоимость добычи природного газа из крупных месторождений ниже, чем угольного метана или горючих газов.

 

Однако традиционная ресурсная база постепенно истощается. Приходится бурить более глубокие скважины на действующих месторождениях и выходить на неосвоенные территории: шельф северных морей, полуостров Ямал, Восточную Сибирь. В результате себестоимость добычи природного газа будет неуклонно расти.

 

В этих условиях извлечение метана из угольных пластов становится все более привлекательным бизнесом. Особенно если учесть, что этот газ будет поставляться потребителям, расположенным в непосредственной близости от промыслов (в первую очередь в Кемеровской области, которой необходимо около 4 млрд. куб. м голубого топлива ежегодно). Это позволит «Газпрому» сэкономить на его транспортировке. Напомним, что среднее плечо транспортировки газа при поставке российским потребителям составляет 3 тыс. км, а при выходе на новые месторождения этот показатель еще более возрастет. Кстати, по своему составу угольный газ зачастую лучше природного, так как содержит меньше примесей и на 92–95% состоит из чистого метана.

 

Надежда на господдержку

 

Необходимо обратить внимание на тот факт, что масштабная добыча угольного метана за рубежом началась после того, как государство стало стимулировать эти проекты. По этому пути пошли правительства США, Австралии, Китая, которые предоставили значительные налоговые льготы компаниям, занявшимся извлечением газа из угольных пластов.

 

Очевидно, что и России придется воспользоваться этим опытом. Не случайно глава Кемеровской области Аман Тулеев обратился к президенту РФ Владимиру Путину с просьбой предоставить проектам по производству метана угольных пластов льготы по налогам: на добычу полезных ископаемых, на прибыль и освободить от пошлины на ввоз оборудования. Речь идет о тех образцах, которые в России вообще не производятся, например, установки для гидроразрыва пласта и колтюбинга. Кстати, компании, извлекающие нефть из месторождений Восточной Сибири, уже получили право не платить налог на добычу полезных ископаемых.

 

При благоприятной ситуации в сфере налогообложения и высоких ценах на газ к 2020 году Кузбасс способен выйти на добычу 20 млрд. куб. м угольного метана. Этот объем можно будет реализовать в Кемеровской, Новосибирской и Омской областях, а также в Алтайском крае. В дальнейшем производственные показатели, по всей видимости, еще более возрастут, ведь ресурсная база метана угольных пластов в России превышает 49 трлн. куб. м, что сопоставимо с запасами природного газа.

 

Если объединить усилия угольщиков и газовиков, то можно получить хороший синергетический эффект. Сначала в пласт будут буриться скважины для извлечения метана, а через несколько лет на этих участках начнется добыча угля. Кроме того, такая технология позволит получить выгоду и от торговли квотами в рамках Киотского протокола. Не секрет, что в настоящее время из угольных шахт Кузбасса на поверхность ежегодно выходит около 2 млрд. куб. м метана.

 

 

И. В. Кузник, генеральный директор ЗАО «ИВК-Саяны»

 

После выхода книги «Российское теплоснабжение. Учет и эксплуатация»1 ее автор постоянно привлекается к обсуждениям различных проблем теплоснабжения, основная тема которых – потери энергоресурсов и способы снижения уровня этих потерь до среднемировых значений. В статье предлагается рассмотреть проблему фактических тепловых потерь, связанных с охлаждением подающих и обратных трубопроводов систем теплоснабжения, возникающих при транспортировке теплоносителя от источника теплоты к потребителю и обратно на источник.

 

Многолетние наблюдения за показаниями теплосчетчиков, установленных на источниках и у потребителей, позволяют сделать однозначный вывод о том, что фактические транспортные потери в большинстве случаев значительно превышают нормативные значения, определяемые по соответствующим методикам.

 

Даже когда теплоснабжение осуществляется по графику регулирования 150 / 70, фактические потери повсеместно составляют в среднем 10–20 % от теплоотпуска при нормативе 5–7 %. Почти не встречаются случаи, когда фактические потери не превышали бы нормативные значения.

 

В таблице приведены статистические среднемесячные данные о фактических потерях для 16 потребителей, подключенных к одному источнику. Как можно видеть, величины относительных потерь существенно различаются: если при снабжении теплом дома 26 на ул. Комсомольская относительные потери составили всего 5,9 %, то транспортные потери к дому 8 на ул. Железнодорожников составили уже 15,2 %. В среднем же для 16 потребителей, подключенных к одной магистрали, относительные потери составили 10,6 % (по отношению к отпущенной энергии). Таблица позволяет выявить зависимость величины потерь тепла от длины теплотрассы (от 1,5 до 5 км).

 

В рассмотренной выше ситуации теплоснабжение осуществляется по нормальному графику регулирования – 150 / 70. Что же говорить о потерях, когда котельная топит плохо, не выдерживая даже график 95 / 70 – в таких случаях величина фактических тепловых транспортных потерь просто огромная.

 

Приведем пример (рисунок), когда котельная подавала в теплосеть теплоноситель с температурой 35–52 °С, благодаря чему перепад температур на магистрали не превышал 3–9 °С (в среднем dt = 6,9 °С). При этом теплоноситель, циркулируя от котельной к потребителю и обратно, охлаждался в среднем на 3,1 °С. Следовательно, фактические транспортные потери тепловой энергии составили около 45 %.

 

К сожалению, во многих российских городах (например, в райцентрах) даже температурные графики 95 / 70 не соблюдаются, и часто в зимние месяцы температура теплоносителя в подающем трубопроводе составляет не более 45–55 °С, из-за чего перепады температур у потребителей весьма малы (3–5 °С). В таких условиях фактические транспортные относительные потери достигают 50 % и более от тепловой энергии, измеренной на выходе котельной.

 

А что же происходит в Западных странах? В г. Копенгагене, например, на источнике – 118 °С, на вводе у потребителя – 116 °С, а на обратке – 45 °С! Падение давления составляет у абонентов более 70 м. Зато и величина потерь не достигает 4 %.

 

Из вышесказанного можно сделать простой вывод: чем больше перепад температур у потребителя, тем меньше потерь. Аналогично и в электроснабжении: увеличиваешь напряжение в сети, снижаются потери.

 

В создавшейся ситуации руководителям городов следует принять местные законодательные акты о стратегическом решении по изменению существующих режимов (температурных графиков) теплоснабжения в сторону увеличения разности температур на вводах в здания у потребителей тепловой энергии. Это можно и нужно сделать, не дожидаясь каких-либо действий со стороны федеральных властей. При изменении графиков теплоснабжения с 90 / 70 на 120 / 40 относительное снижение потерь тепловой энергии составит около 50 %. Следует уже сегодня проводить проектные, строительные и другие работы (в том числе индивидуальных тепловых пунктов) с учетом перехода в течение 7–10 лет на новый график (120 / 40) теплоснабжения. Не приняв такого стратегического решения, мы навсегда останемся с существующими сегодня неэффективными сетями.

 

Отдельно следует сказать о популярных и существующих только у нас, а также строящихся и реконструируемых центральных тепловых пунктах (ЦТП), т. к. в них просто впустую вкладываются огромные деньги, а тарифы ЖКХ продолжают расти и не видно конца, как и начала реформы ЖКХ.

 

Итак, о некоторых показателях функционирования систем теплоснабжения с применением ЦТП: аксиома, которую мы только что вывели – уменьшение разности температур в системе теплоснабжения приводит к увеличению относительных потерь тепловой энергии – при использовании ЦТП работает очень наглядно. Коэффициент полезного действия ЦТП редко превышает 75 %, но даже плановый КПД составляет чуть более 90 %. И это без учета потерь на трассе между ЦТП и потребителями. Потери в сети ГВС, учитывая небольшую разницу температур и незначительную длину трасс, выглядят удручающе и составляют как минимум 10 %. В сумме получаем от 20 до 50 % потерь.

 

При использовании индивидуальных тепловых пунктов (ИТП), подключенных непосредственно к сетям источника, при графике с большей разницей температур, получим снижение потерь на трассе. Потери, связанные с КПД теплового пункта, вообще не следует относить к потерям, потому что это тепло обогревает подвал потребителя, в котором установлен ИТП. И в системе ГВС «теплопотери» также не следует считать потерянными – они будут использованы на обогрев здания. Получается, ИТП выгодны в первую очередь источникам тепловой энергии, т. к. снижают потери на трассах, выравнивают гидравлические режимы, позволяют резко снизить расход теплоносителя на подпитку сетей на источнике (т. к. системы становятся закрытыми), упрощают организацию измерения (учета) тепловой энергии. Использование ЦТП по сравнению с ИТП приводит к увеличению потерь тепловой энергии как минимум на 15 %.

 

Напрашивается вывод: основной смысл существования ЦТП в централизованном теплоснабжении заключается в существенном снижении (зачастую и без того низкой) температуры теплоносителя в подающем трубопроводе и дорогостоящем перекачивании по сетям сотен миллионов тонн воды до потребителя.

 

Дадим небольшой совет управленцам ЖКХ: анализируйте перепад температур на вводах в отапливаемые здания, т. к. чем больше средний перепад, тем эффективнее теплоснабжение города. Средний перепад – это объективный параметр, который позволяет оценивать эффективность теплоснабжения, наблюдать изменения эффективности системы теплоснабжения во времени (сопоставление с прошлыми годами), сравнивать с другими системами и городами.

 

Далее рассмотрим вопрос так называемого «тупикового» горячего водоснабжения (однотрубное ГВС). В этой связи затронем немного экономику. Пора уже избавиться от мыслей, что бывает что-то бесплатно или за чужой счет (за счет бюджета). Бюджет, который включает и наши деньги (налоги), можно использовать, помимо отопления улиц, на другие не менее важные дела: отремонтировать дороги, повысить пособия и т. д. Иными словами, все потери тепла, которые имеют место быть в тепловых сетях города, оплачиваются жителями этого города. Однотрубная система ГВС, как и ЦТП, также бессмысленное вложение миллиардов, и никакая «реформа ЖКХ» не поможет, пока мы не избавимся от подобных схем горячего водоснабжения. Рисунок. График среднемесячных фактических потерь тепла

 

Данные, полученные на основе почасовой статистики, накопленной в архивах теплосчетчиков, подтверждают, что главным недостатком однотрубной системы ГВС является существенное снижение температуры горячей воды при уменьшении ее потребления. Как результат – растут сверхнормативные тепловые потери в подводящих трубопроводах, поэтому возрастают объемы потребления теплоносителя и тепловой энергии из-за необходимости организации слива остывшей воды. «Тупиковость» применяемой схемы ГВС приводит к перерасходу горячей воды и тепловой энергии в среднем на 10–15 %, по сравнению с циркуляционной системой ГВС.

 

Наибольший перерасход тепловой энергии наблюдается в утренние часы, когда потребителю нужна горячая вода, а из крана течет вода полутеплая или даже холодная. В часы с 7:00 до 10:00 и с 18:00 до 22:00 трубопровод тупиковой системы ГВС уже прогрет, потребление воды более-менее регулярное, и потери сопоставимы с циркуляционной системой ГВС. В остальное время объем потребляемой воды снижается, т. к. ее используют периодически, в результате чего движение воды в подводящих трубопроводах заметно снижается, и, конечно, она остывает, что приводит к ее перерасходу.

 

Приведем пример: по данным архива теплосчетчика, за период 720-ти часов (месяц) потребление горячей воды в «тупиковой» системе ГВС имело место только в течение 520 часов (72 % общего времени). За эти 520 часов теплосчетчиком измерено:

 

Mгвс = 150,4 т, Qгвс = 7 285,7 Мкал. Следовательно, средняя взвешенная температура на входе в здание составила t1гвс = 7 285,7 / 150,4 = 48,5 °С. Зная среднюю температуру на выходе источника, считаем средний взвешенный коэффициент перерасхода КПР = 57,3 / 48,5 = 1,18. Вывод: в результате отсутствия циркуляции в системе ГВС образовались сверхнормативные тепловые потери в размере 18 % на участке от источника (ЦТП) до узла учета потребителя.

 

Сегодня при наличии большого количества потребителей, не имеющих приборного учета, потерянные в однотрубных системах ГВС 18 % тепловой энергии при сведении баланса отпуска – потребления оплачивают те, у кого счетчики не установлены. Однако число, желающих платить за эти потери, с каждым годом уменьшается, и скоро, после возникновения стопроцентного приборного учета, таких просто не останется. Когда это произойдет, единственное, что можно будет сделать – отнести эти значительные потери как дополнительные затраты на себестоимость производства горячей воды и тепловой энергии. Но тут возникнет серьезная проблема: не много найдется депутатов, которые согласятся утвердить потери тепловой энергии в 20, а то и 40 %. И выход здесь один: уже сегодня, не дожидаясь пока «грянет гром», нужно принимать и проводить в жизнь решения, которые позволят снизить теплопотери и спасут теплоэнергетику от массовых разорений в ближайшем будущем (5–7лет). А такой сценарий (банкротство) очень даже может произойти, если все потребители установят приборы учета и не на кого будет списывать потери, а депутаты не утвердят сверхнормативные потери. Теплоснабжающим организациям при участии других заинтересованных структур следует немедленно начать непростую и долгосрочную работу по постепенному превращению ныне действующих однотрубных систем ГВС в двухтрубные.

 

Ведь никто не против утверждения, что существующую систему теплоснабжения необходимо реформировать. Но проблема реформы не только инженерная и финансовая, но, возможно, в большей степени административная. В наше время рыночных отношений только административные команды не приведут к получению требуемого результата, необходимы рыночные механизмы, которые создадут экономические стимулы к реформированию системы теплоснабжения у каждого собственника, будь то источник, теплотрасса или потребитель. При установлении тарифов, необходимо учесть зарубежный опыт применения многоступенчатых тарифов, позволяющий сформировать консенсус интересов сторон и одновременно стимулирующий к эффективному потреблению ресурсов. Обратимся к зарубежному опыту. Удачным экономическим механизмом является, например, трехступенчатый тариф с дополнительным поощрением потребителей за эффективное охлаждение теплоносителя для теплоснабжения, где:

 

– 30 % составит фиксированная оплата (абонентская), руб./м2, отапливаемой площади. Эта часть оплаты позволит учесть интересы поставщиков тепловой энергии и снизить их сопротивляемость желаниям потребителя экономить ресурс.

 

– 40 % – переменная оплата по показаниям приборов, руб./Гкал. Эта часть позволит учесть интересы потребителей, желающих экономить ресурс.

 

– 30 % – переменная оплата расхода теплоносителя, руб./м3. Эта часть позволит учесть интересы потребителей, желающих экономить, и интересы поставщиков на оплате электроэнергии потребленной сетевыми насосами, а также будет стимулировать потребителей в вопросах модернизации установленного инженерного оборудования.

 

Трехступенчатый тариф позволит рассчитывать на снижение давления в сетях и, как следствие, увеличение срока эксплуатации, и лучшего теплоснабжения конечных потребителей. Но самое главное, применение такого тарифа позволит экономически обосновать модернизацию системы теплопотребления у потребителя (установку индивидуальных тепловых пунктов, поквартирного регулирования, автоматики и т. д.).

 

Поощрение (наказание) потребителей за эффективное (неэффективное) охлаждение теплоносителя рассчитывается по формуле:

 

± k Q (dTср - dTп),

 

где Q – тепловая энергия, потребленная за рассматриваемый период:

 

dTср – среднее значение разности температур у потребителя в рассматриваемый период;

 

dTп - среднее значение разности температур у всех потребителей данной сети в рассматриваемый период.

 

Это будет являться еще большим стимулом для потребителей и подстегнет желание потребителей модернизировать существующее у них инженерное оборудование, и позволит в тоже время наказать тех, кто не проводит мероприятий по эффективному охлаждению теплоносителя. Важно, что это никак не повлияет на объемы поступлений денег поставщику тепловой энергии, потому что в среднем сумма оплаты не изменится: одни потребители будут получать экономическую выгоду за счет других. Аналогично следует разработать и принять соответствующие многоступенчатые тарифы для потребителей других коммунальных ресурсов.

 

Таблица. Статистические среднемесячные данные о фактических потерях тепла Потребитель t 1и, °С t 1 аб, °С t 2 аб, °С Dt 1, °С Dt 2, °С Потери, % ул. Комсомольская, д. 26 80,7 79,3 44,7 1,4 0,8 5,9 ул. Комсомольская, д. 28 80,7 78,9 39,1 1,8 0,9 6,4 ул. Комсомольская, д. 30 80,7 79,7 51,9 1,2 0,8 6,7 ул. Энергетиков, школа № 4 80,7 79,3 49,4 1,4 0,9 7,1 ул. Комсомольская, д. 23 80,7 79,6 53,9 1,3 0,9 7,7 ул. Энергетиков, д. 17 80,7 78,6 43,3 2,2 1,2 8,6 ул. Комсомольская, д. 25 80,7 78,1 39,8 2,7 1,3 9,5 ул. Ленина, д. 41 80,7 79,1 55,0 1,6 1,1 10,1 ул. Ленина, д. 45 80,7 78,6 49,0 2,2 1,3 10,6 ул. Комсомольская, д. 31 80,7 78,5 49,7 2,3 1,4 11,4 ул. Комсомольская, д. 29 80,7 77,9 45,0 2,8 1,6 11,9 ул. Железнодорожников,
п-ка № 27 80,7 77,9 45,7 2,8 1,6 12,2 ул. Железнодорожников, д. 29 80,7 78,2 49,3 2,5 1,6 12,5 ул. Комсомольская, д. 33 80,7 77,2 43,9 3,6 2,0 14,3 ул. Железнодорожников, д. 8 80,7 78,5 56,1 2,4 1,6 15,2 ул. Железнодорожников, д. 12 81,0 77,0 50,5 3,9 2,5 19,6 Среднее 80,8 78,5 47,9 2,3 1,3 10,6

 

Примечание t 1и – температура теплоносителя в подающем трубопроводе, измеренная на источнике;

 

t 1 аб – температура теплоносителя в подающем трубопроводе, измеренная у абонента;

 

t 2 аб – температура теплоносителя в обратном трубопроводе, измеренная у абонента;

 

Dt 1 – разность температур теплоносителя в подающем трубопроводе между источником и абонентом;

 

Dt 2 – разность температур теплоносителя в обратном трубопроводе между абонентом и источником

 

Повторим необходимые для реализации мероприятия, перечисленные в данной статье:

 

– принятие решений по введению графиков теплоснабжения с увеличенной разностью температур;

 

– контроль разницы температур у потребителей;

 

– принятие решений по внедрению ИТП;

 

– принятие решений о запрете эксплуатации и реконструкции тупиковых систем ГВС;

 

– применение многоставочных тарифов.

 

Все это позволит значительно сократить существующие сегодня тепловые потери (15–30 %). Как следствие, повысится эффективность использования энергоресурсов, снизится отрицательное воздействие на окружающую среду.

 

Отметим, что в эффективном потреблении энергоресурсов заинтересованы все – и общество в целом, и государство, и большинство граждан по отдельности.

 

Задача органов власти – потребовать от хозяйствующих субъектов и граждан через соответствующие законы (нормативные документы) эффективно производить, транспортировать и потреблять тепловую энергию. Только научившись эффективно потреблять энергоресурсы, Россия сможет по праву называть себя великой энергетической державой.

 

В заключение рассмотрим еще один аспект, связанный с проведением предлагаемых мероприятий. Изменение температурных графиков в сторону увеличения разности температур произойдет путем увеличения гидравлического сопротивления отапливаемых зданий. Существует заблуждение, что такое увеличение гидравлических сопротивлений приведет к повышению потребления электрической энергии на сетевых насосах, создающих расход и перепад давлений теплоносителя в тепловых сетях. Такое заблуждение продиктовано обыкновенной неграмотностью. Попробуем рассмотреть ситуацию с точки зрения законов физики: для увеличения перепада температур теплоносителя на отапливаем здании нужно увеличить гидравлическое сопротивление здания, в результате чего, при постоянном перепаде давления в теплоснабжающей сети, пропорционально снизится расход теплоносителя. Электрическая энергия, потребленная сетевым насосом, затрачиваемая на движения воды в контуре здания, будет равна

 

N = Q3 V2,

 

где Q – расход теплоносителя;

 

V – гидравлическое сопротивление.

 

В данном случае влияние расхода теплоносителя (Q3) на потребление электрической энергии больше, чем влияние гидравлического сопротивления (V2).

 

Отсюда вывод: как это не парадоксально, для некоторых «специалистов», но увеличение гидравлического сопротивления отапливаемого здания приводит к экономии электрической энергии, затраченной на работу сетевых насосов.

 

Упомянутое выше заблуждение возникает при сравнении, например, теплообменников с разными сопротивлениями, при одинаковых параметрах по тепловой мощности. В этом случае, действительно, циркуляционный насос потребит электрической энергии на теплообменнике с меньшим сопротивлением меньше по сравнению с другим теплообменником, но только при одинаковом расходе теплоносителя.

 

1 Российское теплоснабжение. Учет и эксплуатация: Эссе. – 2-е изд. перераб. и доп. / И. Кузник. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006.

 

Офис вывоз металлолома. Вывоз металлолома из МО.

 

Подготовка специалистов. Теплоизоляция зданий. общие сведения. на примере фасадной системы с тонким наружным штукатурным слоем “thermomax” и “thermomax- е”. Центр управления энергосбережением. Jenbacher ag и оао хк. Ifc запускает в россии программу.

 

Главная ->  Экология