Электричество из газа
Срок возврата инвестиций 1,5 — 2 года
Электроэнергия от 1,6 руб/кВт
Бесплатное тепло при когенерации
Экономия от 500 000 руб./месяц
Высокий КПД наших установок
Короткие сроки строительства
Телефон отдела продаж:
Газопоршневые электростанции (ГПЭС) – это новое решение, отличающееся простотой, надежностью и самым высоким электрическим КПД, достигающим 90%. ГПЭС состоят из двигателя с турбонаддувом, стартера и зарядного генератора.
Вырабатывая электричество из газа, генераторы позволяют существенно сэкономить и обеспечить при этом бесперебойное электроснабжение. Газовые установки не требуют постоянной дозаправки, их достаточно подключить к газгольдеру либо магистральному газу.
Особенности работы ГПЭС
В качестве топлива для работы газопоршневых установок и выработки электроэнергии используется экологическое топливо – газ. При его сгорании образуется минимальный объект твердых частиц и золы, что обеспечивает долговечность оборудования.
Газовый генератор электроэнергии работает сравнительно бесшумно, поэтому может использоваться даже в жилых зонах.
Производство электроэнергии из газа – это оптимальное решение для различных объектов, включая:
- частные постройки,
- промышленные и сельскохозяйственные предприятия,
- рабочие поселения,
- нефтяные скважины,
- строительные площадки,
- торговые комплексы,
- склады и др.
По всем возникающим вопросам обращайтесь по номеру 8 (800) 775-91-70 или отправляйте заявку по адресу электронной почты sales@powerlinkworld.ru.
Реализованные проекты
Газовые генераторы PowerLink CG270-NG в контейнерах, введены в эксплуатацию
Две когенерационные электрогенераторные установки (мини-ТЭЦ) PowerLink CG270-NG, на двигателях MAN, в контейнерах, введены в эксплуатацию.
Постоянная мощность: 270 кВт
Тепловая мощность: 368 кВт
Реализованные проекты
Газопоршневая электростанция PowerLink GXE50-NG, электрической мощностью 50 кВт, для коммерческого предприятия
Электростанция выполнена в открытом исполнении, для размещения в помещении. Газовый оригинальный двигатель PowerLink GX5S-LE01G с навесным оборудованием; Режим работы постоянный — 24/7. Топливо — природный магистральный газ. Рабочее давление газа 5 кПА.
Реализованные проекты
Две газопоршневые электростанции PowerLink по 250 кВт — в едином контейнере!
Специально для нашего Заказчика был изготовлен энергомодуль, состоящий из двух газопоршневых электростанций PowerLink GXE250-NG. Каждая газовая электростанция вырабатывает по 250 кВт. Общая электрическая мощность такой контейнерной электростанции составляет 500 кВт. Электростанции выполнены на базе оригинальных газопоршневых двигателей PowerLink GX13K-LE02G.
Реализованные проекты
Газопоршневая электростанция (ГПГУ) PowerLink 200 кВт в кожухе, для майнинг-фермы.
PowerLink изготовил газопоршневую электрогенераторную установку в шумозащитном кожухе GXE200S-NG, специально для майнинг фермы. Установка работает на низком давлении (< 5 кПА).
До ввода в эксплуатацию ГПУ, майнинг ферма получала электричество 1 кВт по стоимости около 6 рублей без НДС. Сейчас наша электростанция снабжает ферму электричеством по 1,5 — 2 рубля с НДС за 1 кВт. Это существенная экономия для майнинг отелей и добытчиков криптовалют.
Реализованные проекты
Газопоршневая когенерационная электрогенераторная установка (CHP) PowerLink 400 кВт, двигатель MAN, в блок-контейнере
PowerLink изготовил газопоршневую мини-ТЭЦ CG400-NG. Данная установка имеет два контура отбора тепла с выхлопных газов и с рубашки охлаждения двигателя, т.е. помимо выработки электроэнергии, также вырабатывается тепловая энергия, которую можно использовать для собственных нужд на отопление, горячую воду и т.д.
Реализованные проекты
Газопоршневая электростанция (ГПУ) PowerLink 200 кВт для коммунального предприятия
Изготовлена и отгружена газопоршневая электростанция PowerLink GXE200-NG, постоянной электрической мощностью 200 кВт, предназначена для электроснабжения потребителей трехфазным переменным электрическим током напряжением 400 В, частотой 50 Гц. ГПУ отгружена в г. Волгоград. Электростанция изготовлена для работы на давлении газа менее 5 кПА (низкое), топливо — магистральный природный газ.
Реализованные проекты
Когенерационные электрогенераторные установки PowerLink 400, 250 и 200 кВт, двигатели MAN, в кожухах, для тепловых сетей
Завод PowerLink изготовил под проект три когенерационные газопоршневые установки, электрической мощностью 200, 250 и 400 кВт в шумопогодозащитных кожухах. Для установок были подготовлены специальные помещения. Каждая установка вырабатывает не только электричество, но и тепло. Тепло снимается по контуру антифриза и с уходящих выхлопных газов двигателя.
А пускай этот газ ещё поработает: генерируем электричество из газа доменной печи
Чугун мы делаем в доменной печи. Сверху засыпаем руду и кокс в качестве топлива, снизу задуваем воздух, который обеспечивает горение. В результате получаем чугун и доменный газ, который можно сжечь где-то ещё и получить энергию. Собственно, мы так и делаем, только смешиваем его с природным газом, потому что у доменного «гуляет» калорийность.
Но доменный газ обладает ещё одним важным качеством: он выходит из печи очень горячим и под давлением. Очень глупо охлаждать его просто так, обогревая атмосферу. Гораздо лучше потратить эту энергию с пользой, ведь она отлично превращается в кинетическую энергию, которая может двигать всё что угодно. Вот мы и поставили на двух доменных печах турбины, их вращает этот самый доменный газ, чтобы они генерировали электричество, пока мы отдаём газ на генерацию электричества. Это не шутка: мощность на турбинах на границе выхода в рабочий режим — 6 и 8 МВт, а рабочая — выше 12 МВт.
Но, конечно, не всё так просто. У турбины есть лопатки, которые нужно постоянно регулировать, менять угол их наклона и т. д., так как они прямо влияют на расход газа, а значит, на давление в системе, а значит, на производительность электроэнергии. Тут-то и понадобились кое-какие ИТ-доработки.
Где находится бескомпрессорная газовая турбина
Вот довольно «простая» принципиальная схема агрегата:
А вот довольно простая принципиальная схема процесса:
Не смотрите, что тут много всего, интересующий нас участок — это выход из доменной печи, затем — газопровод до турбины (ГУБТ — газовая утилизационная бескомпрессорная турбина) и связь с генератором. Ещё на схеме не указан обходной путь через турбину — байпасный клапан, очень нужный и важный элемент для безопасности установки.
Турбина — это совершенно обычная турбина, такой высокотехнологичный вал с лопатками-лопастями, которые крутятся, когда через проточную часть проходит газ. В свою очередь, этот же вал жёстко соединён с валом генератора.
Тут-то и наступает самое интересное. Дело в том, что нам важно поддерживать правильное давление в системе до турбины. Нижняя граница давления нужна для обеспечения техпроцесса, а верхняя граница давления находится ниже уровня возможных повреждений системы. Когда давление достигает верхней допустимой границы, автоматически открывается байпас-клапан (обходной путь для газа без сопротивления, фактически просто труба) и газ, вместо того, чтобы проходить через ГУБТ, сразу направляется в общезаводской коллектор доменного газа.
С другой стороны, нам интересно держать давление близким к верхней границе: это позволяет генерировать энергию наиболее стабильно. В итоге получается так, что регулирование степени открытия лопастей турбины определяет, сколько газа будет использовано с пользой, а сколько просто пронесётся мимо турбины через клапан и систему газопроводов. Зачем нам эти потери, когда можно нарастить пользу?
Советские инженеры решили эту проблему традиционным способом: человек должен смотреть на давление под колошником и потери в газопроводе, чтобы определить давление перед ГУБТ, а также на генерацию электроэнергии, и вручную исходя из опыта принимать решение о том, какой выставить угол лопаток турбины.
Задача казалась сложной, потому что давление в системе меняется постоянно: процессы в домне не самые стабильные с точки зрения калорийности доменного газа. Стрелки дёргаются туда-сюда каждую секунду. Собственно, автоматизацию не ставили в том числе и по этой причине: нужно прогнозировать изменение давления перед ГУБТ и понимать, что будет происходить дальше. Реагировать в реальном времени нельзя, потому что 1 % изменения угла открытия — это 5–10 минут. То есть быстро переигрывать лопатками — плохая идея с точки зрения правильности эксплуатации.
Мы решили, что нам нужно создать такой алгоритм, с помощью которого оператор мог бы отслеживать режимы работы турбины онлайн. То есть оцифровать текущую логику, чтобы решение постоянно искал сам алгоритм, а не оператор. Ему остаётся лишь чуть приоткрыть или призакрыть лопасти. Вторая, более сложная задача — прогнозировать изменение давления перед ГУБТ и управлять лопастями предиктивно.
В этом то и заключается наш гибридный подход рекомендательной системы: сначала мы разработали реальный алгоритм на основе физики процессов, а затем «прикрутили» ещё один алгоритм по прогнозу давления перед ГУБТ.
Что мы сделали
Сначала вытащили схему из головы операторов и переложили её в алгоритм. Если правильно подобрать магические константы под конкретные печь и турбину, то алгоритм будет выглядеть довольно просто:
Это вариант для ГУБТ-1 и соответствующей ей доменной печи
Особенность в том, что давление уставки (то есть верхний и нижний пороги допустимого давления в системе до турбины) может меняться в зависимости от процессов. Машинисты турбины про такие изменения не знают, поэтому по факту реагируют на слишком долгое открытие обходного клапана или на свои ощущения по поводу того, как они чувствуют тренд изменений давления.
Мы создали для них рекомендательный сервис. По сути, это мониторинг с довольно простой математикой принятия решения и простой математикой расчёта ожидаемого давления (используется модель машинного обучения от Microsoft LightGBM, которая показала себя лучше, чем, например, обычные линейные модели). Дальше алгоритм подсказывает, как стоит изменить угол положения лопаток.
Здесь зафиксирована рекомендация в режиме онлайн, но в интерфейсе программы можно проанализировать и исторический период, то есть посмотреть, когда и какие были рекомендации
Если турбина находится в режиме запуска или переходном режиме, то, согласно алгоритму, мы ничего не рекомендуем. Запускается турбина следующим образом: сначала делает 15 оборотов за счёт внешней нагрузки, потом лопасти статора вручную управляются оператором, и подаётся газ, который постепенно раскручивает турбину, и в момент, когда скорость её работы достигнет трёх тысяч оборотов в минуту, начинается стабильная генерация: в нашем случае при данном режиме — порядка 6–10 МВт.
Если турбина работает хорошо, то алгоритм смотрит на байпасный клапан. Если в среднем за 10 минут он был открыт больше, чем на 6 %, то дальше он проверяет угол открытия байпасного клапана в режиме реального времени и проверяет текущую разницу между уставкой и давлением перед турбиной. Если она меньше 4кПа — алгоритм рекомендует приоткрыть угол лопаток турбины, чтобы направить через неё больше потока. Если клапан закрыт, а разница давлений высокая, то требуется уменьшить угол лопаток турбины, чтобы пропускать меньше газа.
Чуть больше — про магические константы. Минимальную разницу между уставкой и фактическим давлением выбрали экспертно исходя из анализа исторических данных. Если разница между уставкой и фактическим давлением будет слишком малой, то параметры редко будут попадать в заданный интервал и, соответственно, будет слишком частая смена рекомендаций подсказчиком.
Максимальную разницу также выбрали экспертно исходя из анализа исторических данных. Здесь — обратно: если разница между уставкой и фактическим давлением будет слишком большой, то параметры будут большую часть времени находиться в заданном интервале и, соответственно, будет слишком редкая смена рекомендаций подсказчиком, в результате чего мы потеряем часть эффекта. По клапану: если выставить большой процент минимального закрытия, то клапан будет пропускать лишний доменный газ (который мог бы совершать полезную работу).
По байпасному клапану минимальный порог обуславливается: для первой турбины — опасностью заклинивания клапана при его полностью закрытом положении; для второй — неточной работой позиционера, то есть при полном закрытии он показывает 3 % вместо 0 %. Минимальные границы взяты чуть больше, чтобы также не «гонять» рекомендации слишком часто.
Вот конкретный пример решения:
У нас мощность — более 6 Мвт, и в среднем за 10 минут клапан был открыт меньше чем на 6 %. Дальше смотрим среднюю разность за 10 минут между уставкой и фактом. Она больше 4 кПа, поэтому смотрим текущую разницу между уставкой и фактом, т. к. она больше 4 кПа, то принимаем решение прикрыть угол лопаток на 1 %.
Так выглядит рекомендация для операторов
На правом нижнем графике видно, как понизился угол лопаток, т. е. рекомендация сервиса была принята (голубая линия — это рекомендация, а зелёная — факт)
В чём же заключается гибридное моделирование? В алгоритме присутствует фактическое давление перед ГУБТ, для которого мы и построили прогноз на минуту вперёд. Это усовершенствует физическую модель алгоритма. Ниже — результаты визуализации того, как работает модель прогноза давления.
Прогноз давления перед ГУБТ. Зелёный — факт, оранжевый — прогноз на одну минуту вперёд.
В январе 2022 года начали собирать статистику. Внедрили чуть раньше, но тут отчёт за год. Сначала машинисты пользовались подсказкой не так часто, как могли. Поначалу рекомендации выполнялись не всегда сразу, поэтому на гистограммах мы наблюдаем низкий процент в начале периода по отношению ко всему. Сейчас, спустя год, сервисом пользуются более уверенно и эффективно.
Статистика работы четырёх бригад за январь-ноябрь 2022 года
Для сравнения работы с сервисом и без него мы построили ещё одну модель (обычную линейную регрессию), которая выявляла зависимость выработки электроэнергии ГУБТ от изменений ряда параметров. И смоделировали процесс работы ГУБТ при условии, если бы операторы тогда пользовались сервисом. Расчётный эффект составил порядка 0,7 МВт дополнительной электроэнергии. Это фактически то, что иначе «стравили» бы в байпас.
Щит управления доменной печью
В итоге сейчас у нас работает физико-математическая модель, которая даёт рекомендации в режиме онлайн.
Газ и электроэнергия
Газ и электроэнергия ― два незаменимых источника энергии, которые необходимы для основных видов экономической деятельности. Для отраслевых компаний важен доступ к достоверной рыночной информации, данным и ценам. Это позволяет таким компаниям принимать более обоснованные решения в связи с их зависимостью от газового и электроэнергетического секторов. Команда рыночных экспертов Argus предоставляет независимые и надежные котировки, индексы, рыночные данные и подробную аналитику. Наши цены и информация о рынке используются энергетическими компаниями, государственными органами, банками, регуляторами, биржами и многими другими организациями. Если вы хотите принимать более взвешенные решения, обратитесь к нашим рыночным экспертам и обсудите, какую пользу ваша компания может извлечь, используя наши знания об этих рынках.
Gas and power market coverage
Argus is a leading independent provider of market intelligence to the global energy and commodity markets. Our price assessments and market intelligence are available for all major gas and power markets across the globe. Explore our coverage most relevant to your business.
Natural gas
Optimise decisions for global natural gas markets with trusted price assessments and unparalleled market intelligence.
LNG
In-depth, independent and robust pricing data and market analysis to optimise your LNG portfolio.
Electric power
Insights into electricity markets including trusted prices, analysis of different feedstocks and data analytics.
Hydrogen
Insights and critical data to stay ahead of developments in hydrogen sector.
Biomass
World leading biomass service developed to facilitate global trade and manage risk.
Carbon markets
Make better decisions with world leading carbon markets analysis, trusted price assessments and data analytics
В фокусе
В фокусе: газ и электроэнергия
Россия сократит добычу нефти и конденсата до 527 млн т в 2023 г. — Минэнерго
Россия сократит добычу нефти и конденсата до 527 млн т в 2023 г. — Минэнерго
Moscow, 13 September (Argus) — Производство нефти и конденсата в России по итогам года снизится до 527 млн т по сравнению с 535 млн т — в 2022 г., согласно обновленному прогнозу министерства энергетики. Ранее в правительстве ожидали более значительного падения добычи жидких углеводородов — до 515 млн т. Министр энергетики Николай Шульгинов раскрыл новый прогноз в интервью газете Известия, опубликованном в среду. Прогнозный показатель 527 млн т соответствует 10,54 млн барр./сут. жидких углеводородов. Организация стран-экспортеров нефти (ОПЕК) также ожидает, что производство нефти и конденсата в России в 2023 г. составит 10,5 млн барр./cут. ОПЕК опубликовала эту уточненную оценку 12 сентября в ежемесячном обзоре рынка нефти. Данный уровень добычи устраивает Россию, сказал в интервью Известиям Шульгинов: Мы должны учитывать, что работаем вместе с другими странами, которые обеспечивают баланс. При этом он нужен и производителю, и покупателю. Так что это согласованное решение, и нас оно устраивает. Россия, являющаяся одним из ключевых участников соглашения ОПЕК+, взяла на себя добровольное обязательство в период с марта 2023 г. по декабрь 2024 г. удерживать добычу нефти на уровне не более 9,449 млн барр./сут. — этот показатель на 500 тыс. барр./сут. ниже, чем производство нефти в феврале 2023 г., согласно расчетам ОПЕК. При этом в апреле вице-премьер Александр Новак прогнозировал добычу нефти и конденсата в стране по итогам года на уровне 515 млн т или 10,3 млн барр./сут. В июле Минэнерго все еще подтверждало актуальность данной оценки. Ограничения в рамках соглашения ОПЕК+ применяются только к нефти и не распространяются на газовый конденсат. Так, Новатэк по итогам 2023 г. ожидает значительное падение производства нефти, но в целом по жидким углеводородам рост добычи у компании составит 2-2,5% благодаря дополнительным объемам газового конденсата, сообщил на этой неделе председатель правления Новатэка Леонид Михельсон. Хотя Россия приняла решение об поддержании стабильного уровня производства нефти вплоть до конца 2024 г., Новак заявил в начале сентября, что эти планы могут корректироваться. Теперь добровольное решение о сокращении добычи нефти будет пересматриваться ежемесячно, чтобы рассмотреть возможность углубления сокращения или увеличения производства, в зависимости от ситуации на мировом рынке, — сказал вице-премьер. Помимо снижения добычи нефти, Россия заявила о намерении ограничивать ее экспорт. В августе сокращение экспорта составляло 500 тыс. барр./сут. относительно уровня мая-июня, а в сентябре-декабре действует более мягкое ограничение — 300 тыс. барр./сут. Добыча газа в России в 2023 г. прогнозируется в объеме 642 млрд м³ по сравнению с 672 млрд м³ — годом ранее, сообщил Шульгинов в среду. Анастасия Красинская Вы можете присылать комментарии по адресу или запросить дополнительную информацию feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Группа Argus Media . Все права защищены.
В фокусе: газ и электроэнергия
Новатэк в 2023 г. повысит добычу конденсата
В фокусе: газ и электроэнергия
Новатэк в 2023 г. повысит добычу конденсата
Moscow, 12 September (Argus) — Новатэк по итогам 2023 г. увеличит добычу жидких углеводородов за счет роста производства газового конденсата, а добыча газа останется на уровне прошлого года. Такой прогноз сделал председатель правления Новатэка Леонид Михельсон, слова которого приводит агентство ТАСС. Новатэк в этом году ожидает значительное падение производства нефти, но в целом по жидким углеводородам рост добычи составит 2-2,5% благодаря дополнительным объемам газового конденсата, пояснил Михельсон. По объемам добычи в 2023 г. по газу будет на том же уровне [что и в прошлом году] — 82 млрд м³ или чуть больше, — сказал он. Россия, являющаяся одним из ключевых участников соглашения ОПЕК+, взяла на себя добровольное обязательство в период с марта 2023 г. по декабрь 2024 г. удерживать добычу нефти на уровне не более 9,449 млн барр./сут. — этот показатель на 500 тыс. барр./сут. ниже, чем производство нефти в феврале 2023 г., согласно расчетам ОПЕК. В 2022 г. Новатэк повысил добычу углеводородов на 2%, до 638,7 млн баррелей нефтяного эквивалента (н.э.). При этом производство газа выросло в прошлом году на 2,8%, до 82,14 млрд м³, а добыча жидких углеводородов, включая газовый конденсат и нефть, сократилась на 2,9%, до 11,94 млн т, сообщается в годовом отчете компании. Значительный объем газа Новатэк направляет на производство сжиженного природного газа (СПГ) на заводах Ямал СПГ (Ямало-Ненецкий АО) и Криогаз-Высоцк (Ленинградская обл.). Завод Ямал СПГ в 2022 г. работал с загрузкой 120%. Номинальная мощность предприятия — 17,4 млн т/год, но фактическое производство и отгрузки СПГ составили в прошлом году почти 21 млн т или 284 танкерные партии, по данным Новатэка, который владеет 60% акций завода. Анастасия Красинская Вы можете присылать комментарии по адресу или запросить дополнительную информацию feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Группа Argus Media . Все права защищены.
В фокусе: газ и электроэнергия
Ямал СПГ будет работать в 2024 г. без остановок на ремонт
В фокусе: газ и электроэнергия
Ямал СПГ будет работать в 2024 г. без остановок на ремонт
Moscow, 12 September (Argus) — Завод по производству сжиженного природного газа Ямал СПГ в следующем году будет работать без остановок на профилактический ремонт, поскольку необходимые работы уже проведены в этом году, Об этом сообщили в Новатэке, который владеет 60% акций предприятия. Закрыли все вопросы с обслуживанием, с запчастями. В июне провели плановую остановку на второй линии, в августе провели полное техобслуживание на третьей линии, — сказал председатель правления Новатэка Леонид Михельсон, слова которого приводит информационное агентство ТАСС. Номинальная мощность завода Ямал СПГ составляет 17,4 млн т/год, но его годовая производительность превышает 100% — по оценкам Новатэка, предприятие может выпускать около 20 млн т/год СПГ. Ранее в этом году Михельсон говорил, что завод в 2023 г. произведет меньше 20 млн т/год в связи с профилактическими ремонтными работами. Ямал СПГ, расположенный в порту Сабетта, включает три технологические линии мощностью 5,5 млн т/год каждая, а также одну линию мощностью 900 тыс. т/год. Четвертая линия работает по технологии Арктический каскад — собственной технологии Новатэка. Михельсон также сообщил, что Новатэк в I квартале 2024 г. собирается увеличить мощность СПГ-завода Криогаз-Высоцк в Ленинградской области. По его словам, компания отказалась от планов строить на этом предприятии вторую технологическую линию, но повысит мощность существующей линии на 10-15% за счет ввода в строй новой компрессорной станции. На данный момент установленная мощность предприятия Криогаз-Высоцк составляет 660 тыс. т/год СПГ. Отгрузки СПГ с этого завода в адрес финской компании Gasum идут в соответствии с действующим контрактом, уточнил Михельсон. Новатэк рассчитывает к 2030 г. производить 65-66 млн т/год СПГ , заявил Михельсон. Помимо действующих заводов Ямал СПГ и Криогаз-Высоцк, выполнение этого плана должны обеспечить новые предприятия Арктик СПГ 2, Мурманский СПГ и Обский СПГ. Анастасия Красинская Вы можете присылать комментарии по адресу или запросить дополнительную информацию feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Группа Argus Media . Все права защищены.
В фокусе: газ и электроэнергия
Новатэк примет инвестрешения по двум СПГ-проектам в 2024 г.
В фокусе: газ и электроэнергия
Новатэк примет инвестрешения по двум СПГ-проектам в 2024 г.
Moscow, 12 September (Argus) — Новатэк собирается принять инвестиционные решения по проектам Мурманский СПГ (мощность — около 20 млн т/год) и Обский СПГ в порту Сабетта на Ямале (около 6 млн т/год) в 2024 г., сообщил председатель правления Новатэка Леонид Михельсон. С учетом этих двух проектов, мощности Новатэка по производству сжиженного природного газа (СПГ) к 2030 г. достигнут 65-66 млн т/год, заявил Михельсон, слова которого приводит информационное агентство ТАСС. Новатэк уже производит СПГ на предприятии Ямал СПГ в порту Сабетта и на заводе Криогаз-Высоцк в Ленинградской области. Номинальная мощность завода Ямал СПГ составляет 17,4 млн т/год, но его годовая производительность превышает 100% — по оценкам Новатэка, завод выпускает около 20 млн т/год. Установленная мощность предприятия Криогаз-Высоцк — 660 тыс. т/год. Новатэк также ведет строительство завода Арктик СПГ 2 на Гыданском полуострове. Проектная мощность этого предприятия составляет 19,8 млн т/год: завод будет включать три линии по сжижению газа мощностью 6,6 млн т/год каждая. Ввод в строй первой линии Арктик СПГ 2 запланирован на I квартал 2024 г., а пусконаладочные работы начнутся уже на этой неделе, сообщил Михельсон. На предприятии Мурманский СПГ компания планирует применять технологию Арктический микс, а на заводе Обский СПГ — Арктический каскад. Это собственные технологии Новатэка, на которые компания уже получила патенты. Завод Мурманский СПГ будет состоять из трех технологических линий, а Обский СПГ — из двух линий. Размещение СПГ-завода в Мурманске позволит использовать на этом предприятии электроэнергию с Кольской АЭС, а отгрузки продукции осуществлять через незамерзающий порт Мурманск. Новатэк в настоящее время строит в бухте Ура в Кольском заливе комплекс по перевалке СПГ мощностью более 20 млн т/год, предназначенный для оптимизации отгрузок с завода Арктик СПГ 2. Для нас, для России — Мурманск идеальное место, если он будет обеспечивать круглогодичный путь по Северному морскому пути. Путь от Мурманска до Обской губы — 1,5 суток. Это идеальное место для будущих проектов, — сказал Михельсон. Мурманский СПГ будет потреблять 30-33 млрд м³/год природного газа, это сырье будет поступать с месторождений Новатэка на юге Гыданского полуострова. Газопровод протяженностью 1400 км для доставки сырья на завод Новатэк будет строить самостоятельно, говорил Михельсон в июне, но он не пояснил, в какой точке предполагается подключение этого трубопровода к Единой системе газоснабжения (ЕСГ), которой управляет Газпром. Анастасия Красинская Вы можете присылать комментарии по адресу или запросить дополнительную информацию feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Группа Argus Media . Все права защищены.
В фокусе: газ и электроэнергия
Верфь Звезда построит пять газовозов для Арктик СПГ 2 в 2024 г.
В фокусе: газ и электроэнергия
Верфь Звезда построит пять газовозов для Арктик СПГ 2 в 2024 г.
Moscow, 21 June (Argus) — Судостроительный завод Звезда в 2024 г. сдаст в эксплуатацию пять газовозов, предназначенных для транспортировки сжиженного газа с завода Арктик СПГ 2, сообщил председатель правления Новатэка Леонид Михельсон. Первоначальный план верфи Звезда предусматривал ввод этих судов в строй уже в 2023 г. Газовозы грузовместимостью 172,6 тыс. м³ являются первой частью заказа, в рамках которого Звезда должна построить для Арктик СПГ 2 15 танкеров, включая пилотный. Прямым заказчиком пилотного газовоза этой серии является государственная судоходная компания Совкомфлот, а остальные 14 танкеров будут переданы компании Смарт СПГ — совместному предприятию Совкомфлота и Новатэка. Генеральный директор Совкомфлота Игорь Тонковидов говорил в апреле, что прием в эксплуатацию пилотного газовоза перенесен на 2024 г. вместо 2023 г. Он тогда не уточнял, сколько танкеров в общей сложности Звезда готова построить для проекта Арктик СПГ 2 в 2024 г. Завод Арктик СПГ 2 по выпуску 19,8 млн т/год СПГ и до 1,6 млн т/год стабильного газового конденсата строится на Гыданском полуострове (Ямало-Ненецкий автономный округ). Проект реализует международный консорциум во главе с Новатэком (доля — 60%). Текущая конфигурация завода предусматривает строительство трех линий по сжижению газа мощностью 6,6 млн т/год каждая. Перевалка СПГ на танкеры будет происходить на терминале Утренний в Обской губе Карского моря. Строительство первой технологической линии на Арктик СПГ 2 должно завершиться в текущем году. Хотя на Звезде сдача судов в эксплуатацию откладывается, у Арктик СПГ 2 появится небольшой флот газовозов к моменту ввода СПГ-завода в строй, подчеркнул Леонид Михельсон, слова которого приводит в среду агентство ТАСС. У нас еще размещены заказы в другом месте, в этом году мы получим два-три СПГ-танкера, — сказал он. Помимо строящихся на Звезде 15 танкеров, заказы на шесть газовозов для Арктик СПГ 2 со сроком сдачи в 2023 г. ранее были размещены на верфи Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering (DSME, Южная Корея). Заказчиком трех из этих танкеров выступал Совкомфлот, а остальных трех судов – японский судовладелец Mitsui OSK Line. Но в прошлом году DSME сообщила о расторжении контракта в отношении трех газовозов, хотя не называла контрагента. В апреле Тонковидов подтвердил, что строительство трех газовозов в Южной Корее больше не входит в судостроительную программу Совкомфлота. Анастасия Красинская Вы можете присылать комментарии по адресу или запросить дополнительную информацию feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Группа Argus Media . Все права защищены.
Использование потенциальной энергии сжатого природного газа для выработки электрической энергии Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»
Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Мавжудова Шахло Сайдигафаровна, Усмонов Низомжон Орифович
В статье рассмотрена выработка электрической энергии в газораспределительных станциях и газораспределительных пунктах, за счет перепада давления природного газа .
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Мавжудова Шахло Сайдигафаровна, Усмонов Низомжон Орифович
Экономические аспекты использования детандер-генераторных агрегатов в системе газовых сетей Чеченской Республики
Разработка нового поколения высокоэффективных газораспределительных станций с попутной выработкой электроэнергии и электроподогревом редуцируемого газа
Комбинированные энергоутилизационные комплексы в составе газораспределительных станций
Исследование возможности утилизации энергии давления транспортируемого природного газа в республике Узбекистан
Энергетическая газотурбодетандерная установка для компрессорных цехов магистральных газопроводов
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Текст научной работы на тему «Использование потенциальной энергии сжатого природного газа для выработки электрической энергии»
Е. С. Рябчикова, А. П. Берестов, А. У. Ахметова // Автоматизированные технологии и производства, 2016. № 3(13). С.70-75.
10. Самарина И. Г. Область применения и особенности создания имитационной модели нагрева полосы в печи АНГЦ / И. Г Самарина, Б. Н. Парсункин, М. М. Чертыковцева // Автоматизированные технологии и производства, 2013. № 5. С.43-48.
11. Салганик В. М. Улучшение качества поверхности холоднокатаных полос /
B. М. Салганик, П. П. Полецков, Е. Ю. Мухина // Автоматизированные технологии и производства, 2013. № 5. С. 146 -149.
12. Парсункин Б. Н. Снижение удельного расхода топлива при управлении тепловым режимом по температуре поверхности нагреваемого металла / Б. Н. Парсункин, С. М. Андреев, Т. Г. Обухова, Т. У.Ахметов // Автоматизированные технологии и производства, 2013. № 5.
13. Парсункин Б. Н. Энергосберегающее управление тепловым режимом по температуре поверхности нагреваемого металла / Б. Н. Парсункин, Т. У.Ахметов, Е .Ю. Мухина, О. С. Гиляев // Автоматизированные технологии и производства, 2013. № 5. С. 231-241.
14. Сайров А. М. Оптимизация управления тепловым режимом в рабочем пространстве нагревательной печи // Автоматизированные технологии и производства, 2013. № 5. С. 296-301.
15. Парсункин Б. Н. Выбор температурного параметра для оперативного управления нагревом металла в методических печах / Б. Н. Парсункин, А. Р. Бондарева, Е. И. Полухина // Автоматизированные технологии и производства, 2015. № 1 (7). С. 9-12.
16. Парсункин Б. Н. Энергосберегающее управление тепловым режимом при переменной производительности методических печей / Б. Н. Парсункин, Т. У. Ахметов, А. Р. Бондарева, О. В. Петрова, Е. И. Полухина // Автоматизированные технологии и производства, 2014. № 6. С. 128-133.
17. Андреев С. М. Экспериментальное исследование эффективности энергосберегающих оптимальных режимов нагрева металла / С. М. Андреев, Б. Н. Парсункин // Автоматизированные технологии и производства, 2014. № 6. С. 134-143.
18. Логунова О. С. К вопросу об эволюции математической модели описания теплового состояния тел при изменении граничных условий третьего рода / О. С. Логунова, Ю. А. Калугин, В. Е. Торчинский // Автоматизированные технологии и производства, 2015. № 3. С. 9-14.
19. Васильев М. И. Способ энергосберегающего нечёткого управления процессом горения в тепловых установках / М. И. Васильев, Б. Н. Парсункин, С. М. Андреев // Автоматизированные технологии и производства, 2016. № 1 (11). С. 66-73.
Использование потенциальной энергии сжатого природного газа для выработки электрической энергии Мавжудова Ш. С.1, Усмонов Н. О.2
‘Мавжудова Шахло Сайдигафаровна /Mayjudova Shahlo Saydigafarovna — старший преподаватель,
кафедра теплоэнергетики, Ташкентский государственный технический университет; 2Усмонов Низомжон Орифович / Usmonov Nizomjon Orifovich — старший научный сотрудник-соискатель,
Институт энергетики и автоматики Академия наук Республики Узбекистан, г. Ташкент, Республика Узбекистан
Аннотация: в статье рассмотрена выработка электрической энергии в газораспределительных станциях и газораспределительных пунктах, за счет перепада давления природного газа. Ключевые слова: газотурбинные двигатели, утилизационные установки, компрессорная станция, высокая давления, природный газ.
Энергосбережение в Узбекистане заставляет по-новому взглянуть на многие технологические процессы, которым ранее не уделялось должного внимания. Такого внимания заслуживает утилизация потенциальной энергии давления природного газа, транспортируемого в трубопроводах. По отводам от газопроводов газ направляется к газораспределительным станциям и газораспределительным пунктам, в которых давление уменьшается до 1,2 и 0,15 МПа. В некоторых случаях, например, для подачи газа в газотурбинные двигатели компрессорных станций и электростанций, давление снижается до 1,5 — 3,5 МПа.
Уменьшение давления газа обычно производится в дросселирующих устройствах различных типов, в которых энергия избыточного давления газа расходуется на преодоление гидравлических сопротивлений и таким образом безвозвратно теряется. Правда, при этом в ряде случаев возможно получение достаточного количества холода.
Газ из магистрального трубопровода вместо дросселирующего устройства подают в специальную машину, так называемый детандер. Это трехступенчатая турбина, в принципе по конструкции мало чем отличающаяся от обычных газовых и паровых турбин. Газ входит в нее под высоким давлением, расширяется там и выходит с низким давлением. Когда газ расширяется, его температура понижается, так как он отдает при этом тепловую энергию. Согласно первому закону термодинамики. За счет изменения энергии газа совершается работа: воздействуя при расширении на сопловые лопатки турбины, газ заставляет вращаться ее вал. Новая конструкция лопаток позволяет при изменении давления газа поддерживать стабильным его расход в турбине и тем самым стабилизировать ее выходную мощность. Вал турбины связан с валом электрогенератора, чем и образуется детандер-генераторный агрегат (ДГА). Таким образом, энергия сжатого газа, прежде выбрасываемая в атмосферу, теперь преобразуется в электрическую энергию. Газ же низкого давления из турбины направляется потребителю.
Но чтобы при его расширении детандер не обледеневал (температура газа понижается на 60-70°С), газ перед поступлением в турбину пропускают через теплообменник, в котором он нагревается теплом отработанного теплоносителя, например подогретой водой или мокрым паром ТЭЦ. Этот подогрев одновременно дополнительно увеличивает энергию газа, из-за чего возрастают выполняемая им работа в турбине, а следовательно, ее мощность и КПД.
Если учесть существующие и постоянно растущие в мире расходы природного газа, то при подобном дросселировании потери энергии составят многие десятки миллиардов киловатт*часов в год.
На основании многолетнего опыта работы в газовой промышленности общепризнан факт, что применение турбодетандерных агрегатов для подготовки и переработки газа обусловливает простоту, надежность, низкую металлоемкость конструкций и широкий диапазон режимов, отсутствие влияния на окружающую среду.
Научные предпосылки и практики позволяют считать, что для утилизации энергии избыточного давления природного газа — этого вторичного источника энергии — турбодетандерные установки в наибольшей степени соответствуют задаче экологической обстановки.
Известные сейчас турбодетандерные утилизационные установки применяется на газораспределительных станциях, на газораспределительных пунктах различных энергетических объектах, например на газотурбинных компрессорных станциях магистральных газопроводов и тепловых электрических станциях.
Подача газа потребителям обеспечивается газопроводами низкого давления. Отвод газа к потребителю от магистрального газопровода и снижение его давления происходит на газораспределительных станциях (ГРС) и пунктах (ГРП), при этом энергия от расширения газа безвозвратно теряется в окружающую среду. На ГРС давление газа снижают до 1,2-1,6 МПа и затем на ГРП до давления 0,1-0,3 МПа [1]. Расчеты показывают, что при использовании перепада давления на ГРС на каждые 1000 м3 природного газа, при расширении в турбодетандерных установках от 4,0 до 0,6 МПа можно выработать 47 кВт*ч электрической энергии и примерно столько же холода на уровне -100°С [2].
Упрощенная схема ГРС (ГРП) представлена на рисунке 1. Газ из магистрального газопровода отбирается с высоким давлением, подается на дросселирующее устройство, где природный газ расширяется до нужного давления. В результате расширения температура существенно снижается и для подачи потребителю газ нагревается с помощью подогревателей температуры до +10 °С.
Рис. 1. Принципиальная схема электротехнологической детандерной установки
Обозначения: 1 — редукционный клапан ГРС, 2 — винтовой детандер, 3 — электрогенератор, 4 -теплообменник, 5 — холодильная камера, 6 — циркуляционный насос, 7 — контур хладагента, 8 — сепаратор.
Сегодня количество турбодетандерных установок, находящихся в эксплуатации в Узбекистане и в других странах СНГ, значительно ниже, чем в развитых странах Европы и Америки.
В Узбекистане, в Шуртане в 1995 году реализован проект установки ЛенНИИхиммаша по сжижению пропан-бутановой фракции природного газа с использованием турбодетандерных агрегатов (УПБС). Установка успешно эксплуатируется, производство расширяется, на сегодняшний день реализуется уже 6-я очередь строительства УПБС. Проектируется аналогичная установка для сжижения газов на Мубарекском ГПЗ. Для 1-й очереди использовался ДГА фирмы «СуперФлоу», для остальных установок были закуплены ДГА ОАО «Турбогаз» (Харьков) и НПО «Гелиймаш» (Москва).
Имеются отдельные примеры успешной реализации идеи использования перепада давления путем установки крупных турбодетандерных агрегатов для выработки электроэнергии (ТЭЦ-22, Москва).
Целесообразность строительства таких комплексов именно на крупных ГРС не вызывает сомнения. В то же время в системе газоснабжения страны имеется огромное количество небольших ГРС и крупных ГРП, где происходит редуцирование газа (например с 1,2 до 0,3 МПа).
Конечно же, детандер-генераторные агрегаты не могут составить конкуренции крупным электростанциям, но в пересчете на киловатт мощности они требуют гораздо (в 2—4 раза) меньших капитальных затрат — в зависимости от мощности ДГА примерно до 450 долларов, их можно достаточно быстро, за несколько месяцев, размещать на территориях уже действующих тепловых станций, окупаются они за 2,5—3 года, и они экологически чисты.
Чтобы получить киловатт*час от детандер-генератора, на подогрев газа тратится примерно 70 грамм условного топлива, в то время как для выработки такого же количества электроэнергии на ТЭЦ сжигается до 300 гр. Но тепло, используемое в детандере, отбирается у пара, который предварительно уже поработал в паровой турбине, благодаря чему была произведена электроэнергия. Тем самым увеличивается КПД ТЭЦ. Если КПД тепловых турбинных установок не превышает 40%, самых лучших парогазовых установок (газотурбинные двигатели в сочетании с паровой турбиной) — 50 %, то КПД детандер-генераторного агрегата достигает 75%, а себестоимость вырабатываемой им электроэнергии существенно ниже, чем на тепловых станциях.
Эксергетический КПД ДГА при подогреве уходящими газами котла ПТУ, газовой турбины или других теплоиспользующих установок достигает достаточно высоких значений. Применение ДГА позволяет эффективно использовать вторичные тепловые ресурсы для выработки электроэнергии.
Использование пара отборов из турбины для подогрева газа в ДГА повышает эксергетический КПД
ПТУ и обеспечивает экономию топлива на уровне 3____3,5 гр.у.т./(кВт ч) для ТЭС с турбинами
конденсационного типа [3].
Расчеты и опыт эксплуатации зарубежных и отечественных детандер-генераторных установок подтверждают величину относительной выработки электроэнергии в размере 30. 50 кВт/тыс. нм3. Использование детандер-генераторных установок дает возможность не только ввести в хозяйственный
оборот вторичные энергоресурсы и обеспечить выработку электроэнергии, но и обеспечить снижение уровня вредных выбросов по сравнению с традиционными технологиями.
1. Черных А. П. Использование перепада давления газа, редуцируемого на ГРС и ГРП для получения электроэнергии и тепла / А. П. Черных // Вюник шженернл академл Украши, 2009. № 1. С. 251-256.
2. Использование перепада давления на ГРС для выработки электрической. Пятничко А. И, Сергш Крушневич.
3. Агабабов В. С. Влияние детандер генераторных агрегатов на тепловую экономичность работы конденсационных электростанций // Теплоэнергетика, 2001. № 4. С. 51-55.
Выбор универсального средства разработки игровых приложений Иванов Е. В.1, Зарипов Б. М.2, Захаров В. А.3
‘Иванов Егор Витальевич /Ivanov Egor Vital’evich — студент; 2Зарипов Булат Маратович / Zaripov Bulat Maratovich — студент; 3Захаров Виктор ААльбертович / Zaharov Viktor Albertovich — старший преподаватель,
кафедра машиностроения и информационных технологий, Зеленодольский институт машиностроения и информационных технологий (филиал) Казанский национальный исследовательский технический университет им. А. H. Туполева, г. Зеленодольск, Республика Татарстан
Аннотация: в статье освещается проблема выбора средств разработки игровых приложений. Рассматриваются достоинства и недостатки одной из популярных существующих систем Monogame и приводится пример собственной разработки в этой среде. Также вкратце приводятся примеры известных программ других разработчиков, которые использовали данную среду. Ключевые слова: программирование, компьютерные игры, мобильные приложения, Monogame, фреймворк.
В наше время количество ноутбуков, компьютеров, приставок, планшетов и смартфонов у людей непрерывно растет. Осмотритесь вокруг себя — можно поспорить, что Вы заметите хотя бы одно такое устройство. И не то чтобы с помощью него люди обязательно делают сложные расчеты, нет, чаще всего они просто играют. Именно поэтому речь пойдет об играх и технологиях, с помощью которых они разрабатываются.
Eсли Вы, как программист, когда-нибудь были заинтересованы в создании собственной игры, то перед Вами наверняка вставал вопрос — с чего начать разработку будущей игры? Какие средства разработки выбрать? Каким должен быть их порог освоения? Важно ли наличие открытого исходного кода? Должно ли быть игровое приложение кроссплатформенным? Ewb ли активное сообщество разработчиков, с которыми можно проконсультироваться? Возможна ли продажа будущего приложения? Вопросов появляется множество и важно сделать правильный выбор.
В настоящее время хорошим решением может быть фреймворк Monogame, который ведет свою историю от Microsoft XNA.
XNA — набор инструментов с управляемой средой времени выполнения (.NET), который был выпущен Microsoft в 2QQ6 году. Он облегчает разработку и управление компьютерными играми. XNA стремилась освободить разработку игр от написания «повторяющегося шаблонного кода» и объединить различные аспекты разработки игр в одной системе. Основывается на нативной реализации . NET Compact Framework 2.Q для разработки игр для Xbox 36Q и .NET Framework 2.Q на Windows. Он включает обширный набор библиотек классов, специфичных для разработки игр, поддерживающий максимальное повторное использование кода на всех целевых платформах. Фреймворк выполняется на модификации Common Language Runtime, оптимизированной для игр, чтобы предоставить управляемую среду выполнения. Среда времени выполнения доступна только для Windows XP, Windows Vista, Windows 7 и Xbox 36Q. Так как игры XNA пишутся для среды времени выполнения, они могут быть запущены на любой платформе, поддерживающей XNA Framework с минимальными изменениями или вообще без таковых. Игры официально разрабатывались на языке C#.
XNA оказался довольно удобным инструментарием для разработки игр с высококачественной графикой и обеспечивал существенное снижение стоимости конечной продукции.