SK GROUP®

У нас отличные новости — мы готовы поделиться с вами видео о технологии "Автономного гибридного энергетического модуля" (АГЭМ)! 🌍⚡️ В этом ролике вы узнаете: ✅ Что такое Автономный гибридный энергетический модуль (АГЭМ)? ✅ Из чего он состоит? ✅ Принцип работы ✅ Как устроена система управления ✅ Главные преимущества АГЭМ 🔁 Поделитесь с теми, кто ценит инновации! #ЭнергияБудущего #ЗеленыеТехнологии #АвтономныеРешения #Инновации #АГЭМ

Заметка о "новой энергии" №11 (продолжение заметки №10) 16 марта 1979 года было принято постановление ЦК КПСС и Совета Министров СССР «О создании Канско-Ачинского топливно-энергетического комплекса». КАТЭК – это последняя крупная Всесоюзная стройка в СССР. Исследование местности дало впечатляющие результаты: площадь бассейна почти 65 тысяч кв.км. Большая часть запасов полезного ископаемого сосредоточена на территории Красноярского края. Часть полезных ископаемых - на территории Кемеровской и Иркутской областей. Угольный бассейн очень удачно протянулся вдоль Транссибирской магистрали, - его протяженность 800 км. Близость с железной дорогой позволяет отправлять топливо на запад и на восток. На стыке 70-х-80-х КАТЭК был объявлен местом Всесоюзной стройки. Сюда потянулись тысячи молодых рабочих и специалистов. За весь период стройки почти со всего Союза сюда перебрались более 20 тысяч добровольцев. Мощным толчком для развития топливно-энергетического комплекса послужили достижения отечественного научно-технического прогресса - в начале 1980-х гг. были получены значительные результаты в создании новейших типов оборудования и освоении технологий добычи угля, а также его химической переработки на разрезах КАТЭК. Помимо этого, в Красноярске, Кемерово, Новокузнецке стали появляться институты и лаборатории для решения конкретных научно-исследовательских и проектно-конструкторских вопросов создания комплекса. С началом перестройки финансирование КАТЭКа прекратилось. Всё, что оставила после себя масштабная стройка - три крупных угольных разреза (Назаровский, Бородинский, Березовский), две ГРЭС (Березовская и Назаровская), а также город Шарыпово. Почему мы сегодня вспомнили об этом проекте? В связи с чем? Одним из составляющих проекта КАТЭК был проект по производству жидкого водорода и перекачки этого водорода в другие регионы страны. На наш взгляд, имеет смысл изучить этот проект и реализовать его с учётом современных технологических решений. Кроме транспортировки жидкого водорода, температура которого равна (минус) 252°С, по водородопроводу планировалась транспортировка электроэнергии. Причём транспортировка электроэнергии должна была осуществляться практически без потерь за счёт эффекта сверхпроводимости, поскольку эффект сверхпроводимости может быть реализован при низких температурах. Производство электроэнергии планировалось на 10 ГРЭС (Государственных районных электростанциях). Кроме поставки водорода и электроэнергии потребителям РФ, возможна поставка водорода и электроэнергии в КНР. Продолжение следует! #заметки #новаяэнергия #АНОВТР #КАТЭК #водород #уголь #топливо #электричество

Ресурсные испытания Автономного гибридного энергетического модуля (АГЭМ) Испытания Автономного гибридного энергомодуля (АГЭМ), продолжавшиеся 72 часа, включали проверку работы всех его компонентов (солнечных батарей, аккумуляторов, электролизера, компрессора и многотопливной газопоршневой установки) в автономном режиме. Компоненты модуля автоматически включались и отключались в соответствии с предварительно настроенным алгоритмом. Все системы отработали в штатном режиме Resource testing of an Autonomous Hybrid Energy Module (AHEM) Testing of the Autonomous Hybrid Energy Module (AHEM), which lasted 72 hours, included checking the operation of all its components (solar panels, batteries, electrolyzer, compressor and multi-fuel gas piston unit) in autonomous mode. The module's components were automatically turned on and off according to a pre-configured algorithm. All systems worked out normally

Теперь в нашем Дзен-канале вас ждет еще больше интересного контента! Помимо экспертных заметок о "новой энергии" от главного технолога АНО "Водородные технологические решения" Бориса Адамовича Рыбакова, мы начинаем публиковать видеозаметки! В них будут раскрываться как уже знакомые вам темы, так и совершенно новые направления. Некоторые видеоматериалы дополнят текстовые заметки, а другие выйдут за рамки привычных обсуждений, затрагивая смежные или совершенно новые вопросы. Первая видеозаметка о роли водяного пара в глобальном потеплении! Смотрим! #заметки #видеозаметки #АНОВТР #глобальноепотепление #водянойпар

Заметка о новой энергии №9 (продолжение заметки №8) В рамках программы разработки новых технологий сжигания угля в 1991 году Борис Адамович Рыбаков (в настоящее время - главный технолог АНО "Водородные технологические решения") был направлен на научную стажировку в Финляндию (Хельсинский технологический университет), где принял участие в экспериментах по сжиганию Иллинойских углей (США) в установке кипящего слоя под давлением (PFBC Pressured Fluidized Bed Combustion). Коротко об основных преимуществах сжигания угля в кипящем слое по сравнению с традиционным способом сжигания углей: - в кипящем слое золы и топлива можно поддерживать постоянную температуру. Это важно для снижения выбросов в атмосферу оксидов азота, которые образуются при соединении атомов азота и кислорода, попадающих в зону горения топлива с воздухом. Оптимальная температура кипящего слоя - 850-900°С (в обычных топках угольных котлов температура, при которой происходит сжигание существенно выше) - для снижения выбросов окислов серы (SO2), которые образуются при наличии серы в топливе, в кипящий слой можно (и нужно) добавлять известняк или доломит. При сжигании сернистых углей в обычных угольных колах для очистки дымовых газов используются дорогостоящие системы сероочистки. В России построен и введён в эксплуатацию только один энергоблок мощностью 300 МВт с котлом, использующим технологию циркулирующего кипящего слоя (ЦКС). Этот энергоблок установлен на Новочеркасской ГРЭС. При проектировании котла использовалась финская технология. К сожалению отечественными котельными заводами эта технология не освоена. Насколько нам известно, в настоящее время этот энергоблок находится в резерве. Возникает вопрос: «Какую технологию планируется применить на новом угольном энергоблоке мощностью 1000 МВт в Красноярском крае?». Нам кажется, что это не ЦКС, а традиционная технология сжигания углей. Интересно, с каким КПД будет работать этот энергоблок?

Заметка о новой энергии №8 (продолжение заметки №7) Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики схема была выставлена на широкое обсуждение в августе этого года. Согласно ей в западных районах края Госкорпорация «Росатом» собиралась построить крупнейшую АЭС в западных районах Красноярского края. Предполагалось возведение станции нового поколения с инновационными блоками – источника чистой энергии с большим потенциалом потребления. Местом для АЭС из 4 энергоблоков на 5020 МВт определили Шарыповский район, село Холмогорское. Предполагалось, что эта АЭС позволит значительно снизить нагрузку на окружающую среду, предотвращая попадание в атмосферу парниковых газов в объеме около 15 млн тонн СО2-эквивалента. Однако по итогам обсуждения проект Красноярской АЭС исключили из проекта Генеральной схемы. И главной причиной стало наличие огромных запасов угля как источника энергии. Эксперты посчитали развитие угольной генерации более целесообразным. «Для обеспечения прогнозируемого потребления электрической энергии и мощности проектом Генеральной схемы предусмотрено строительство новой ТЭС на угольном топливе в энергосистемах Красноярского края или Кемеровской области установленной мощностью 1000 МВт со сроком ввода в эксплуатацию в 2031 году», – таков вывод разработчика Генеральной схемы по поступившим предложениям. В Сводке предложений мнения экспертов, экологов, просто «физических лиц» раскрыты подробно. Так, например, один из них (в статусе физического лица) высказал мнение о том, что размещение в крае мощной АЭС «представляется серьезной угрозой угольной отрасли страны». Правда, этот участник обсуждения говорит и о необходимости осваивать комплекс технологий чистого и экономически эффективного сжигания угля. Вывод он делает такой: Строительство мощной АЭС создаст неоправданную с точки зрения общенациональных интересов конкуренцию угольной энергетике в Сибири и затормозит развитие всей угольной отрасли, по меньшей мере, на несколько десятилетий. Несколько комментариев к принятому решению: 1) В 80-х годах ХХ века в Советском Союзе интенсивно проводились научно-исследовательские работы по новым технологиям сжигания и газификации углей. 2) К таким технологиям относились технологии сжигания в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) и циркулирующем кипящем слое под давлением. 3) Головным институтом по этой программе был Всесоюзный теплотехнический институт (ВТИ). Аэродинамические эксперименты проводились в Москве, натурные эксперименты по газификации углей проводились в Киеве, а «горячие» испытания по сжиганию углей в кипящем слое – в Алма-Ате. 4) Во второй половине 80-х годов Правительством СССР было принято решение о так называемой «газовой паузе». Речь шла об увеличении доли природного газа в топливном балансе страны, поскольку природным газ является более экологичным топливном по сравнению с углем. 5) Предполагалось, что для разработки и внедрения экологически «чистых» технологий сжигания угля потребуется около тридцати лет.

Оценена эффективность многотопливной газопоршневой установки, которую разработали АНО "Водородные технологические решения" совместно со специалистами ОИВТ РАН Старший научный сотрудник АНО «Водородные технологические решения» Алексей Счастливцев поделился результатами испытаний многотопливной газопоршневой установки номинальной мощностью 30 кВт. Основной целью исследования было определение коэффициента полезного действия (КПД) установки при использовании разных типов топлива. В ходе эксперимента установка тестировалась на метане, бензине, смеси метана с водородом и чистом водороде. Полученные данные показали зависимость КПД от уровня мощности, который вырабатывала установка. Так, например, при мощности 3,5 кВт КПД на бензине составил 8,2%, а на водороде – 8,5%. При увеличении мощности до 10,5 кВт показатели изменились: бензин показал КПД 14%, тогда как водород достиг отметки в 15,5%. На уровне мощности 15 кВт разница между видами топлива стала еще более заметна: КПД на бензине составил 24%, а на водороде – 26%. Наиболее впечатляющие результаты были зафиксированы при использовании смеси метана с водородом. Смесь с 20% водорода продемонстрировала КПД 34% при мощности 9,5 кВт, а смесь с 40% водорода достигла показателя в 35% при той же мощности. Для чистого метана КПД при этом уровне мощности составил 29%. По словам Алексея Счастливцева, полученные данные являются весьма обнадеживающими и открывают перспективы для дальнейших исследований в области использования водорода в энергетике.

Итоги очередного этапа испытаний многотопливной газопоршневой установки, в том числе на чистом водороде! Главный технолог АНО «Водородные технологические решения» Рыбаков Борис Адамович рассказал об очередном этапе испытаний газопоршневой установки мощностью 30 кВт. В ходе тестов сжигались различные виды топлива: бензин, метан, смесь водорода и метана, а также чистый водород. Помимо оценки мощности и расхода топлива, особое внимание уделялось замерам выбросов оксидов азота и углерода. Угарный газ (CO) является продуктом неполного сгорания углерода и обычно образуется при недостатке кислорода и низкой температуре. Оксиды азота, напротив, формируются при избытке кислорода в условиях высокой температуры. Эти вещества представляют серьезную угрозу для окружающей среды и здоровья человека. Результаты испытаний показали значительные различия между видами топлива. Так, при работе на бензине уровень CO достигал 20 000 ppm, а содержание оксидов азота составляло 600 ppm. Переход на метан привел к снижению этих показателей до 5 800 ppm и 178 ppm соответственно. Однако наиболее впечатляющие результаты были получены при использовании чистого водорода: уровень CO составил всего 2300 ppm, тогда как оксиды азота вообще отсутствовали. При увеличении нагрузки до 9 кВт показатели CO и оксидов азота оставались значительно ниже у установок, работающих на водороде, чем на метане. Дальнейшие тесты подтвердили эту тенденцию даже при повышении мощности до 15 кВт. Испытания также включали использование смесей водорода и метана с различными пропорциями, что позволило получить дополнительные данные о влиянии состава топлива на выбросы вредных веществ. Несмотря на продолжающуюся настройку параметров двигателя, общая картина остается положительной: переход на водородное топливо существенно снижает вредные выбросы. Таким образом, проведенные испытания наглядно продемонстрировали преимущества использования водорода в качестве экологически чистого источника энергии. Полученные результаты открывают новые перспективы для развития водородных технологий.

Results of the next stage of testing of a multi-fuel gas piston unit, including pure hydrogen! Boris Adamovich Rybakov, Chief Technologist of ANO «Hydrogen Technological Solutions», has talked about the next stage of testing a 30 kW gas piston unit. During the tests, various types of fuel were burned: gasoline, methane, a mixture of hydrogen and methane, as well as pure hydrogen. Apart from estimation of power and fuel consumption, special attention was paid to measurements of emissions of nitrogen oxides and carbon. Carbon monoxide (CO) is a product of incomplete combustion of carbon and is usually formed due to lack of oxygen and low temperature. Nitrogen oxides, on the contrary, are formed due to excess of oxygen at high temperatures. These substances pose a serious threat to the environment and human health. The trial results demonstrated significant differences between the types of fuel. So, when running on gasoline, the CO level reached 20,000 ppm, and the content of nitrogen oxides made up 600 ppm. The transition to methane led to a decrease in these indicators to 5,800 ppm and 178 ppm, respectively. However, the most impressive results were obtained in consequence of the pure hydrogen usage: the CO level was only 2,300 ppm, meanwhile nitrogen oxides were completely absent. With an increase in the load up to 9 kW, the CO and nitrogen oxides’ figures remained significantly lower in installations running on hydrogen than in methane-run installations. Further tests confirmed this trend even with an increase in power up to 15 kW. The tests also included the use of mixtures of hydrogen and methane with different proportions, which made it possible to receive additional data on the effect of fuel composition on emissions of harmful substances. Despite the ongoing adjustment of engine parameters, the overall picture remains positive: the transition to hydrogen fuel considerably reduces harmful emissions. Thus, the conducted tests have clearly demonstrated the advantages of using hydrogen as an environmentally friendly energy source. The reached results open up new prospects for the development of hydrogen technologies.