Что такое строительство энергетическое

1. Типы электростанций и особенности их технологического процесса

Электрическая станция – совокупность установок, оборудования и аппаратуры, используемых непосредственно для производства электрической энергии, а также необходимые для этого сооружения и здания, расположенные на определённой территории. В зависимости от источника энергии различают:

• тепловые электростанции (ТЭС), использующие природное топливо;
• гидроэлектростанции (ГЭС), использующие энергию падающей воды запруженных рек;
• атомные электростанции (АЭС), использующие ядерную энергию;
• нетрадиционные (иные) электростанции, использующие ветровую, солнечную, геотермальную и другие виды энергий.

В нашей стране производится и потребляется огромное количество электроэнергии. Она почти полностью вырабатывается тремя основными типами электростанций: тепловыми, атомными и гидроэлектростанциями. В России основная часть электроэнергии производится на тепловых электростанциях. ТЭС строят в районах добычи топлива или в районах потребления энергии.

Топливно-энергетический комплекс. Видеоурок по географии 9 класс

ГЭС выгодно строить на полноводных горных реках, поэтому наиболее крупные ГЭС построены на сибирских реках: Енисее, Ангаре. Но также построены каскады ГЭС и на равнинных реках: Волге, Каме. АЭС построены в районах, где потребляется много энергии, а других энергоресурсов не хватает (в западной части страны). Основным типом электростанций в России являются тепловые (ТЭС).

1.1. Тепловые электростанции

Тепловые электростанции (ТЭС) наиболее мощные электростанции располагаются в местах добычи топлива. ТЭС, использующие калорийное, транспортабельное топливо, ориентированы на потребителей. Принципиальная схема тепловой электростанции представлена на рис. 1. Стоит иметь в виду, что в ее конструкции может быть предусмотрено несколько контуров – теплоноситель от тепловыделяющего

реактора может не идти сразу на турбину, а отдать свое тепло в теплообменнике теплоносителю следующего контура, который уже может поступать на турбину, а может передавать свою энергию следующему контуру. Также в любой электростанции предусмотрена система охлаждения отработавшего теплоносителя, чтобы довести температуру теплоносителя до необходимого для повторного цикла значения.

Рис. 1. Принципиальная схема ТЭС с промперегревом

Если поблизости от электростанции есть населенный пункт, то тепло отработавшего теплоносителя используется для нагрева воды системы отопления домов или горячего водоснабжения, а если нет, то излишнее тепло отработавшего теплоносителя просто сбрасывается в атмосферу в градирнях или в водоем (пруд, озеро, река) охладитель.

ТЭС вырабатывают электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива. В основном на большинстве ТЭС используют тепловые паротурбинные установки (ПТУ), на которых тепловая энергия используется в парогенераторе для получения водяного пара высокого давления, приводящего во вращение ротор паровой турбины, соединённый с ротором электрического генератора (обычно синхронного генератора). В качестве топлива на таких ТЭС используют уголь (преимущественно), мазут, природный газ, лигнит, торф, сланцы.

Особенности энергетического строительства. Мини-курс от РусГидро

ТЭС с ПТУ имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные турбины и не использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называются конденсационными электростанциями (КЭС или ГРЭС). ТЭС с ПТУ, оснащенные теплофикационными турбинами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

ТЭС с приводом электрогенератора от газовой турбины называются ТЭС с газотурбинными установками (ГТУ). В камере сгорания ГТУ сжигают газ или жидкое топливо; продукты сгорания с температурой 750…900 °С поступают в газовую турбину, вращающую электрогенератор. КПД таких ТЭС обычно составляет 26…28 %, мощность – до нескольких сотен МВт. ТЭС с ГТУ обычно применяются для покрытия пиков электрической нагрузки.

ТЭС бывают с парогазотурбинной установкой (ПГУ), состоящей из паротурбинного и газотурбинного агрегатов. КПД такой станции может достигать 42…43 %. ГТУ и ПГУ также могут отпускать тепло внешним потребителям, т. е. работать как ТЭЦ.

Тепловые электростанции используют широко распространенные топливные ресурсы, относительно свободно размещаются и способны вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний. Их строительство ведется быстро и связано с меньшими затратами труда и материальных средств. Но у ТЭС есть существенные недостатки. Они используют невозобновимые ресурсы, обладают низким КПД (30…35 %), оказывают крайне негативное влияние на экологическую обстановку.

ТЭС всего мира ежегодно выбрасывают в атмосферу 200…250 млн т золы и около 60 млн т сернистого ангидрида, а также поглощают огромное количество кислорода. Установлено, что уголь в микродозах почти всегда содержит U238, Th232 и радиоактивный изотоп углерода. Большинство ТЭС России не оснащены эффективными системами очистки уходящих газов от оксидов серы и азота. Хотя установки, работающие на природном газе, экологически существенно чище угольных, сланцевых и мазутных, вред природе наносит прокладка газопроводов.

Первостепенную роль среди тепловых установок играют конденсационные электростанции (КЭС). Они тяготеют и к источникам топлива, а также к потребителям и поэтому очень широко распространены. Чем крупнее КЭС, тем дальше она может передавать электроэнергию, т. е. по мере увеличения мощности возрастает влияние топливноэнергетического фактора.

ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) представляют собой установки по комбинированному производству электроэнергии и теплоты. Их КПД доходит до 70 % против 32…38 % на КЭС. ТЭЦ привязаны к потребителям, т. к. радиус передачи теплоты (пара, горячей воды) составляет 15…20 км. Максимальная мощность ТЭЦ меньше, чем КЭС. В последнее время появились принципиально новые установки:

• газотурбинные (ГТУ) установки, в которых вместо паровых применяются газовые турбины, что снимает проблему водоснабжения (на Краснодарской и Шатурской ГРЭС);
• парогазотурбинные (ПГУ), где тепло отработавших газов используется для подогрева воды и получения пара низкого давления (на Невинномысской и Кармановской ГРЭС);
• магнитогидродинамические генераторы (МГД-генераторы), которые преобразуют тепло непосредственно в электрическую энергию (на ТЭЦ-21 Мосэнерго и Рязанской ГРЭС).

В России мощные КЭС (2 млн. кВт и более) построены в Центральном районе, в Поволжье, на Урале и в Восточной Сибири. На базе Канско-Ачинского бассейна создается мощный топливно-энергетический комплекс (КАТЭК). В проекте предусмотрено строительство восьми ГРЭС мощностью по 6,4 млн. кВт.

1.2. Атомные электростанции

Атомная электростанция (АЭС) – электростанция, в которой атомная (ядерная) энергия преобразуется в электрическую. Генератором энергии на АЭС является атомный реактор. Тепло, которое выделяется в реакторе в результате цепной реакции деления ядер некоторых тяжё- лых элементов, затем так же, как и на обычных тепловых электростанциях (ТЭС), преобразуется в электроэнергию. В отличие от ТЭС, работающих на органическом топливе, АЭС работает на ядерном горючем (в основном 233U, 235U, 239Pu).

При делении 1 г изотопов урана или плутония высвобождается 22 500 кВтч, что эквивалентно энергии, содержащейся в 2800 кг условного топлива. Установлено, что мировые энергетические ресурсы ядерного горючего (уран, плутоний и др.) существенно превышают энергоресурсы природных запасов органического топлива (нефть, уголь, природный газ и др.). Это открывает широкие перспективы для удовлетворения быстро растущих потребностей в топливе. Кроме того, необходимо учитывать всё увеличивающийся объём потребления угля и нефти для технологических целей мировой химической промышленности, которая становится серьёзным конкурентом тепловых электростанций.

Несмотря на открытие новых месторождений органического топлива и совершенствование способов его добычи, в мире наблюдается тенденция к относительному увеличению его стоимости. Это создаёт наиболее тяжёлые условия для стран, имеющих ограниченные запасы топлива органического происхождения. Очевидна необходимость быстрейшего развития атомной энергетики, которая уже занимает заметное место в энергетическом балансе ряда промышленных стран мира.

Первая в мире АЭС опытно-промышленного назначения мощностью 5 МВт была пущена в СССР 27 июня 1954 г. в г. Обнинске. До этого энергия атомного ядра использовалась преимущественно в военных целях. Пуск первой АЭС ознаменовал открытие нового направления в энергетике, получившего признание на 1-й Международной научно-технической конференции по мирному использованию атомной энергии (август 1955, Женева). Принципиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное охлаждение, приведена на рис. 2.

Рис. 2. Принципиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное охлаждение

Тепло, выделяющееся в активной зоне реактора, отбирается водой (теплоносителем) 1-го контура, которая прокачивается через реактор главным циркуляционным насосом. Нагретая вода из реактора поступает в теплообменник (парогенератор), где передаёт тепло, полученное в реакторе, воде 2-го контура. Вода 2-го контура испаряется в парогенераторе, и образующийся пар поступает в турбину. Наиболее часто на АЭС применяются 4 типа реакторов на тепловых нейтронах:

• водо-водяные с водой в качестве замедлителя и теплоносителя;
• графито-водные с водяным теплоносителем и графитовым замедлителем;
• тяжеловодные с водяным теплоносителем и тяжёлой водой в качестве замедлителя;
• графито-газовые с газовым теплоносителем и графитовым замедлителем.

Выбор преимущественно применяемого типа реактора определяется главным образом накопленным опытом в реакторостроении, а также наличием необходимого промышленного оборудования, сырьевых запасов и т. д. На АЭС США наибольшее распространение получили водоводяные реакторы. Графито-газовые реакторы применяются в Англии. В атомной энергетике Канады преобладают АЭС с тяжеловодными реакторами. В зависимости от вида и агрегатного состояния теплоносителя создаётся тот или иной термодинамический цикл АЭС.

Выбор верхней температурной границы термодинамического цикла определяется максимально допустимой температурой оболочек тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ), содержащих ядерное горючее, допустимой температурой собственно ядерного горючего, а также свойствами теплоносителя, принятого для данного типа реактора. На АЭС, тепловой реактор которой охлаждается водой, обычно пользуются низкотемпературными паровыми циклами. Реакторы с газовым теплоносителем позволяют применять относительно более экономичные циклы водяного пара с повышенными начальными давлением и температурой.

Тепловая схема АЭС в этих двух случаях выполняется 2-контурной: в 1-м контуре циркулирует теплоноситель, 2-й контур – пароводяной. При реакторах с кипящим водяным или высокотемпературным газовым теплоносителем возможна одноконтурная тепловая АЭС.

В кипящих реакторах вода кипит в активной зоне, полученная пароводяная смесь сепарируется, и насыщенный пар направляется или непосредственно в турбину, или предварительно возвращается в активную зону для перегрева; в высокотемпературных графитогазовых реакторах возможно применение обычного газотурбинного цикла. Реактор в этом случае выполняет роль камеры сгорания. При работе реактора концентрация делящихся изотопов в ядерном топливе постепенно уменьшается, т. е. ТВЭЛы выгорают, поэтому со временем их заменяют свежими. Ядерное горючее перезагружают с помощью механизмов и приспособлений с дистанционным управлением.

Отработавшие ТВЭЛы переносят в бассейн выдержки, а затем направляют на переработку. К реактору и обслуживающим его системам относятся: собственно реактор с биологической защитой, теплообменники, насосы или газодувные установки, осуществляющие циркуляцию теплоносителя; трубопроводы и арматура циркуляционного контура; устройства для перезагрузки ядерного горючего; системы специальная вентиляции, аварийного расхолаживания и др. В зависимости от конструктивного исполнения реакторы имеют отличительные особенности: в корпусных реакторах ТВЭЛы и замедлитель расположены внутри корпуса, несущего полное давление теплоносителя; в канальных реакторах ТВЭЛы, охлаждаемые теплоносителем, устанавливаются в специальных трубах-каналах, пронизывающих замедлитель, заключённый в тонкостенный кожух.

Такие реакторы применяются в СССР (Сибирская, Белоярская АЭС и др.). При авариях в системе охлаждения реактора для исключения перегрева и нарушения герметичности оболочек ТВЭЛов предусматривают быстрое (в течение несколько секунд) глушение ядерной реакции; аварийная система расхолаживания имеет автономные источники питания. Оборудование машинного зала АЭС аналогично оборудованию машинного зала ТЭС.

Отличительная особенность большинства АЭС – использование пара сравнительно низких параметров, насыщенного или слабоперегретого. При этом для исключения эрозионного повреждения лопаток последних ступеней турбины частицами влаги, содержащейся в пару, в турбине устанавливают сепарирующие устройства. Иногда необходимо применение выносных сепараторов и промежуточных перегревателей пара. В связи с тем что теплоноситель и содержащиеся в нём примеси при прохождении через активную зону реактора активируются, конструктивное решение оборудования машинного зала и системы охлаждения конденсатора турбины одноконтурных АЭС должно полностью исключать возможность утечки теплоносителя.

На двухконтурных АЭС с высокими параметрами пара подобные требования к оборудованию машинного зала не предъявляются. Экономичность АЭС определяется её основными техническими показателями: единичная мощность реактора, КПД, энергонапряжённость активной зоны, глубина выгорания ядерного горючего, коэффициент использования установленной мощности АЭС за год. С ростом мощности АЭС удельные капиталовложения в неё (стоимость установленного кВт) снижаются более резко, чем это имеет место для ТЭС. В этом главная причина стремления к сооружению крупных АЭС с большой единичной мощностью блоков. Для экономики АЭС характерно, что доля топливной составляющей в себестоимости вырабатываемой электроэнергии – 30…40 % (на ТЭС – 60…70 %).

Из-за аварии в Чернобыле в 1986 г. программа развития атомной энергетики была сокращена. После значительного увеличения производства электроэнергии в 80-е гг. темпы роста замедлились, а в 1992…1993 гг. начался спад. При правильной эксплуатации АЭС – наиболее экологически чистый источник энергии. Их функционирование не приводит к возникновению «парникового» эффекта, выбросам в атмосферу в условиях безаварийной работы, и они не поглощают кислород. К недостаткам АЭС можно отнести трудности, связанные с захоронением ядерных отходов, катастрофические последствия аварий и тепловое загрязнение используемых водоемов.

В нашей стране мощные АЭС расположены: в Центральном и Центрально-Черноземном районах, на Севере, на Северо-Западе, на Урале, в Поволжье и на Северном Кавказе. Новым в атомной энергетике является создание АТЭЦ и АСТ. На АТЭЦ, как и на обычной ТЭЦ, производится тепловая и электрическая энергия, а на АСТ – только тепловая. АТЭЦ действует в поселке Билибино на Чукотке.

1.3. Гидроэлектростанции

Гидроэлектростанции (ГЭС) являются весьма эффективными источниками энергии. Они используют возобновимые ресурсы – механическую энергию падающей воды. Необходимый для этого подпор воды создается плотинами, которые воздвигают на реках и каналах.

Гидравлические установки позволяют сокращать перевозки и экономить минеральное топливо (на 1 кВт·ч расходуется примерно 0,4 т угля). Они достаточно просты в управлении и обладают очень высоким коэффициентом полезного действия (более 80 %). Себестоимость этого типа установок в 5…6 раз ниже, чем ТЭС, и они требуют намного меньше обслуживающего персонала.

Размещение ГЭС во многом зависит от природных условий, например характера и режима реки. Схема работы ГЭС представлена на рис. 3. В горных районах обычно возводятся высоконапорные ГЭС, на равнинных реках действуют установки с меньшим напором, но большим расходом воды.

Рис. 3. Схема работы ГЭС

Для создания напора поперёк русла реки сооружают плотину, чтобы накопить воду в водохранилище и сконцентрировать перепад уровня воды на сравнительно небольшом участке (по ширине плотины). Как правило, непосредственно к плотине примыкает здание ГЭС, в котором располагается основное оборудование – гидроагрегаты (в машинном здании) и устройства автоматического контроля и управления работой ГЭС.

Подвод воды к гидравлическим турбинам осуществляется по напорным водоводам. Вращение рабочего колеса гидротурбины под напором падающей воды передаётся на вал гидрогенератора, вырабатывающего электрический ток. На открытой площадке рядом со зданием ГЭС или в отдельном здании обычно сооружают повышающую трансформаторную подстанцию ГЭС с распределительными устройствами.

2. Нетрадиционные виды производства электроэнергии

(ветроэлектростанции, солнечные электростанции, геотермальные электростанции и т. д.)

В последние годы появляются многочисленные публикации о нетрадиционных возобновляемых источниках энергии. Оценки возможностей их широкого применения колеблются от восторженных до умеренно пессимистических. «Зеленые» призывают вообще заменить всю традиционную топливную и атомную энергетику на использование нетрадиционных возобновляемых источников.

К нетрадиционным возобновляемым источникам энергии обычно относят:

• солнечную,
• ветровую и геотермальную энергию,
• энергию морских приливов и волн,
• биомассы (растения, различные виды органических отходов),
• низкопотенциальную энергию окружающей среды.

В эту категорию также принято относить малые ГЭС (мощностью до 30 МВт при мощности единичного агрегата не более 10 МВт), которые отличаются от традиционных – более крупных – ГЭС только масштабом.

Указанные источники энергии имеют как положительные, так и отрицательные свойства. К положительным относятся повсеместная распространенность большинства их видов, экологическая чистота. Эксплуатационные затраты по использованию нетрадиционных источников не содержат топливной составляющей, т. к. энергия этих источников как бы бесплатная.

Отрицательные качества – это малая плотность потока (удельная мощность) и изменчивость во времени большинства источников энергии. Первое обстоятельство заставляет создавать большие площади энергоустановок, «перехватывающие» поток используемой энергии (приемные поверхности солнечных установок, площадь ветроколеса, протяженные плотины приливных электростанций и т. п.). Это приводит к большой материалоемкости подобных устройств, а следовательно, к увеличению удельных капиталовложений по сравнению с традиционными энергоустановками. Правда, повышенные капиталовложения впоследствии окупаются за счет низких эксплуатационных затрат, но на начальной стадии они чувствительно «бьют по карману» тех, кто хочет использовать нетрадиционные возобновляемые источники энергии.

Больше неприятностей доставляет изменчивость во времени таких источников энергии, как солнечное излучение, ветер, приливы, сток малых рек, тепло окружающей среды. Если, например, изменение энергии приливов строго циклично, то процесс поступления солнечной энергии, хотя в целом и закономерен, содержит тем не менее значительный элемент случайности, связанный с погодными условиями. Еще более изменчива и непредсказуема энергия ветра. Зато геотермальные установки при неизменном дебите геотермального флюида в скважинах гарантируют постоянную выработку энергии (электрической или тепловой). Кроме того, стабильное производство энергии могут обеспечить установки, использующие биомассу, если они снабжаются требуемым количеством этого «энергетического сырья».

Говоря о производстве электроэнергии, следует заметить, что она представляет собой весьма специфический вид продукции, который должен быть потреблен в тот же момент, что и произведен. Ее нельзя отправить «на склад», как уголь, нефть или любой другой продукт или товар, поскольку фундаментальная научно-техническая проблема аккумулирования электроэнергии в больших количествах пока не решена, и нет оснований полагать, что она будет решена в обозримом будущем.

Для малых автономных ветровых и солнечных энергоустановок возможно и целесообразно применение электрохимических аккумуляторов, но при производстве электроэнергии за счет этих нерегулируемых источников в промышленных масштабах возникают трудности, связанные с невозможностью постоянного сопряжения производства электроэнергии с ее потреблением (с графиком нагрузки). Достаточно мощная энергосистема, включающая также ветроэлектрические установки (ВЭУ) или ветроэлектростанции (ВЭС) и солнечные электростанции (СЭС), может компенсировать изменения мощности этих станций. Однако при этом (во избежание изменений параметров энергосистемы, прежде всего частоты) доля нерегулируемых электростанций не должна превышать, по предварительной оценке, 10…15 % (по мощности).

Что же касается «бесплатности» большинства видов нетрадиционных возобновляемых источников энергии, то этот фактор нивелируется значительными расходами на приобретение соответствующего оборудования. В результате возникает некоторый парадокс, состоящий в том, что бесплатную энергию способны использовать главным образом богатые страны. В то же время, наиболее заинтересованы в эксплуатации нетрадиционных возобновляемых источников энергии развивающиеся государства, не имеющие современной энергетической инфраструктуры, т. е. развитой сети централизованного энергоснабжения. Для них создание автономного энергообеспечения путем применения нетрадиционных источников могло бы стать решением проблемы, но в силу своей бедности они не имеют средств на закупку в достаточном количестве соответствующего оборудования. Богатые же страны энергетического голода не испытывают и проявляют интерес к альтернативной энергетике в основном по соображениям экологии, энергосбережения и диверсификации источников энергии.

В целом использование нетрадиционных возобновляемых источников энергии в мире приобрело ощутимые масштабы и устойчивую тенденцию к росту. В некоторых странах доля нетрадиционных источников в энергобалансе составляет единицы процентов.

По различным прогнозным оценкам, в которых в настоящее время нет недостатка, эта доля в 2010–2015 гг. во многих государствах достигнет или превзойдет 10 %. Различные виды нетрадиционных возобновляемых источников энергии находятся на разных стадиях освоения. Как это ни парадоксально, наибольшее применение получил самый изменчивый и непостоянный вид энергии – ветер. Суммарная мировая установленная мощность крупных ВЭУ и ВЭС, по разным оценкам, составляет от 10 до 20 ГВт. Кажущийся парадокс объясняется тем, что удельные капиталовложения в ВЭУ ниже, чем при использовании большинства других видов НВИЭ.

Растет не только суммарная мощность ветряных установок, но и их единичная мощность, превысившая 1 МВт.

Во многих странах возникла новая отрасль – ветроэнергетическое машиностроение. По-видимому, и в ближайшей перспективе ветроэнергетика сохранит свои передовые позиции. Мировыми лидерами по применению энергии ветра являются США, Германия, Нидерланды, Дания, Индия. Второе место по объему применения занимает геотермальная энергетика.

Суммарная мировая мощность ГеоТЭС составляет не менее 6 ГВт. Они вполне конкурентоспособны по сравнению с традиционными топливными электростанциями. Однако ГеоТЭС географически привязаны к месторождениям парогидротерм или к термоаномалиям, которые распространены отнюдь не повсеместно, что ограничивает область применения геотермальных установок. Наряду с ГеоТЭС широкое распространение получили системы геотермального теплоснабжения.

Далее следует солнечная энергия. Она используется в основном для производства низкопотенциального тепла для коммунально-бытового горячего водоснабжения и теплоснабжения. Преобладающим видом оборудования здесь являются так называемые плоские солнечные коллекторы. Их общемировое производство составляет, по нашим оценкам, не менее 2 млн м 2 в год, а выработка низкопотенциального тепла за счет солнечной энергии достигает 5×106 Гкал.

Все активнее идет преобразование солнечной энергии в электроэнергию. Здесь используются два метода – термодинамический и фотоэлектрический, причем последний лидирует с большим отрывом. Так, суммарная мировая мощность автономных фотоэлектрических установок достигла 500 МВт.

Здесь следует упомянуть проект «Тысяча крыш», реализованный в Германии, где 2250 домов были оборудованы фотоэлектрическими установками. При этом роль резервного источника играет электросеть, из которой возмещается нехватка энергии. В случае же избытка энергии она, в свою очередь, передается в сеть.

Любопытно, что при реализации этого проекта до 70 % стоимости установок оплачивалось из федерального и земельного бюджетов. В США принята еще более масштабная программа «Миллион солнечных крыш», рассчитанная до 2010 г. Расходы федерального бюджета на ее реализацию составят 6,3 млрд долларов.

Однако пока основное количество автономных фотоэлектрических установок поступает за счет международной финансовой поддержки в развивающиеся страны, где они наиболее необходимы. Значительное развитие получило направление, связанное с использованием низкопотенциального тепла окружающей среды (воды, грунта, воздуха) с помощью теплонасосных установок (ТНУ). В ТНУ при расходе единицы электрической энергии производится 3–4 эквивалентные единицы тепловой энергии, следовательно, их применение в несколько раз выгоднее, чем прямой электрический нагрев. Они успешно конкурируют и с топливными установками.

Не менее интенсивно развивается использование энергии биомассы. Последняя может конвертироваться в технически удобные виды топлива или использоваться для получения энергии путем термохимической (сжигание, пиролиз, газификация) и (или) биологической конверсии.

При этом используются древесные и другие растительные, а также органические отходы, в том числе городской мусор, отходы животноводства и птицеводства. При биологической конверсии конечными продуктами являются биогаз и высококачественные экологически чистые удобрения. Это направление имеет значение не только с точки зрения производства энергии. Пожалуй, еще большую ценность оно представляет с позиций экологии, т. к. решает проблему утилизации вредных отходов.

В последние годы наблюдается возрождение интереса к созданию и использованию малых ГЭС. Они получают во многих странах все большее распространение на новой, более высокой технической основе, связанной, в частности, с полной автоматизацией их работы при дистанционном управлении.

Гораздо меньше развито практическое применение приливной энергии. В мире существует только одна крупная приливная электростанция (ПЭС) мощностью 240 МВт (Ранс, Франция). Еще менее развито использование энергии морских волн.

В России же практическое их применение значительно отстает от масштабов, достигнутых в других странах. И это несмотря на такие благоприятные предпосылки, как практически неограниченные ресурсы нетрадиционных возобновляемых источников энергии, достаточно высокий научно-технический и промышленный потенциал в данной области.

3. Графики электрических нагрузок

Графики нагрузок, характеризующие работу как потребителей, так и источников электроэнергии, представляют собой диаграммы в прямоугольных осях координат, где по оси абсцисс откладывается время, в течение которого показывается изменение нагрузки, а по оси ординат – соответствующие данному моменту времени нагрузки, обычно в виде активной, реактивной или полной (кажущейся) мощностей. Чаще всего строят суточные, месячные, сезонные и годовые графики нагрузок.

При построении так называемых ступенчатых графиков нагрузок (рис. 4) считают, что нагрузка в интервале между двумя измерениями остается постоянной. Исходными для построения годового графика нагрузки по продолжительности являются суточные графики нагрузки для характерных зимних и летних суток. График строится по 12 точкам, соответствующим наибольшим суточным нагрузкам каждого месяца.

Площадь годового графика нагрузки по продолжительности представляет собой в определенном масштабе потребляемую (отдаваемую) за год энергию (кВт·ч), а площадь суточных графиков – энергию, потребляемую (отдаваемую) за сутки (кВт·ч).

Годовые графики нагрузки дают возможность определить оптимальное количество и мощность агрегатов электростанции или трансформаторов подстанции, уточнить режимы их работы, выявить возможные сроки их планово-предупредительных ремонтов.

Графики также дают возможность приближенно рассчитать годовую потребность в электроэнергии, годовые потери в сетях, трансформаторах и других элементах установки. По графикам нагрузки определяется ряд техникоэкономических показателей для действующих или вновь проектируемых электроустановок, таких, как средняя (среднесуточная, среднемесячная или среднегодовая) нагрузка электростанции или подстанции, число часов использования установленной мощности, коэффициент заполнения графика, коэффициент использования установленной мощности.

Рис. 4. Суточный ступенчатый график активной нагрузки

Графики нагрузки предназначены для следующих целей:

• для определения времени пуска и остановки агрегатов, включения и отключения трансформаторов;
• определения количества выработанной (потребленной) электроэнергии, расхода топлива и воды;
• ведения экономичного режима электроустановки;
• планирования сроков ремонтов оборудования;
• проектирования новых и расширения действующих электроустановок;
• проектирования новых и развития существующих энергосистем, их узлов нагрузки и отдельных потребителей электроэнергии.

Чем равномернее нагрузка генераторов, тем лучше условия их работы, поэтому возникает так называемая проблема регулирования графиков нагрузки, проблема их выравнивания. При этом следует иметь в виду, что целесообразно по возможности более полно использовать установленную мощность электростанций.

Для регулирования графиков нагрузки используют различные способы, в том числе:

• подключение сезонных потребителей;
• подключение нагрузки ночью;
• увеличение числа рабочих смен;
• смещение начала работы смен и начала работы предприятий;
• разнос выходных дней;
• введение платы как за активную, так и за реактивную энергию;
• уменьшение перетоков реактивной мощности по сети;
• объединение районных энергосистем.

Суточный график нужен для оперативного регулирования и планирования балансов электроэнергии и мощности до нескольких суток.

Источник: extxe.com

ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ СТРОИТЕЛЬСТВО

— отрасль строительства, осуществляющая сооружение объектов, обеспечивающих выполнение плана сплошной электрификации нар. х-ва. Объекты энергетического строительства: электрические станции (тепловые электростанции, гидроэлектрические станции, гидроаккумулирующие электростанции,атомные электростанции, приливные электростанции) и электрические сети, линии электропередачи и подстанции, предприятия собственной производств. базы энергетического строительства.

Советский Союз достиг высокого уровня энергетического строительства, значительно опередив наиболее развитые страны и заняв 2-е место в мире по произ-ву электроэнергии. Установленная мощность электростанций СССР к началу 1965 превысила 100 млн. кет, а протяженность линий электропередачи напряжением 35 кв и выше достигла 250 тыс. км»

Осн. направления энергетического строительства: сооружение крупных тепловых электростанций с энергетич. блоками мощностью 200, 300, 500 и 800 тыс. кет, с применением пара сверхкритических параметров (к 1 января 1965 в эксплуатации находилось 46 энергоблоков по 150 тыс. кет и 35 энергоблоков по 200 тыс. кет, при параметрах пара 130 am 565° С, а также первые 5 энергоблоков мощностью 300 тыс. кет, при параметрах пара 240 am и 565° С); сооружение в центральных и прилегающих к ним районах страны крупных гидравлич. электростанций для улучшения топливно-энергетического баланса и комплексных гидроузлов для решения задач энергетики, ирригации, водного транспорта, рыбного х-ва, обводнения и др.; стр-во крупных межрайонных и магистральных линий электропередачи напряжением 500 и 750 кв переменного тока, 800 и 1500 кв постоянного тока для передачи больших потоков энергии на дальние расстояния, развития и объединения энергетич. систем, планомерного охвата централизованным энергоснабжением всей территории СССР (степень централизации произ-ва электроэнергии к 1965 достигла 93%); дальнейшая индустриализация Э. с. за счет внедрения сборных конструкций заводского изготовления и осуществления на строит, площадках энергетич. объектов монтажа этих конструкций, созданных путем рационального сочетания сборных элементов из железобетона, металлов, пластмассы, дерева и др.; комплексная механизация всех строит, и монтажных процессов при сооружении энергетич. объектов с применением высокопроизводительных строит, машин и механизмов, средств малой механизации и инвентарного механизированного инструмента; внедрение автоматизации и использование средств вычислит, техники в орг-ции, управлении и произ-ве работ; завершение создания базы стройиндустрии для полного удовлетворения потребностей энергетического строительства в конструкциях, деталях—полуфабрикатах, изделиях ит. д. с использованием передовой поточной технологии произ-ва и дальнейшей специализации этих предприятий; широкое применение передвижных инвентарных и сборно-разборных жилых и производств, зданий и сооружений, обеспечивающих резкое сокращение подготовит, периода в энергетическом строительстве.

Конструкции объектов энергетического строительства в значит, степени унифицированы и высоко индустриальны.

Стр-во тепловых электростанций осуществляется по двум универсальным проектам, позволяющим размещать в однотипных строит, конструкциях энергетич. блоки мощностью от 25 до 100 тыс. кет по одному проекту и от 200 и выше тыс. кет по другому проекту. Количество типоразмеров элементов по всему комплексу сооружений колеблется от 200 до 300 в зависимости от мощности устанавливаемых блоков. Макс, вес элемента достигает 35 т. Из сборных элементов изготавливаются почти все фундаменты под технологич. оборудование.

Строительство линий электропередачи высокого напряжения осуществляется с использованием 25 типов металлических, 15 типов железобетонных и 20 типов деревянных опор, изготовляемых сборными из миним. количества элементов высокой степени заводской готовности.

Сооружение фундаментов опор осуществляется индустриальными методами с широким применением железобетонных свай, погружаемых в грунт спец. вибро-вдавливаю- щими машинами. Для устройства железобетонных опор линий электропередачи,выполняемых из центрифугированных цилиндрич. иконич. железобетонных труб, применяется погружение ствола опоры способом вибровдавливания в грунт. Удельный вес сборных конструкций в стр-ве высоковольтных линий электропередачи превышает 95%. При строительстве линий электропередачи мощностью 0,4—10 кет для с. х-ва применяется 7 типов унифицированных железобетонных опор и 12 типов унифицированных деревянных опор.

Стр-во электрич. подстанций осуществляется с высокой степенью использования индустриальных конструкций: сборных железобетонных и металлич. конструкций для крупных подстанций напряжением 220, 330, 500 кв и выше. Все конструктивные элементы подстанционных зданий и сооружений унифицированы и позволяют при сравнительно небольшой номенклатуре их типоразмеров сооружать подстанции любых электрич. схем и напряжений. Для напряжений 0,4; 6; 10; 35; 110 кв применяются готовые комплектные трансформаторные подстанции заводского изготовления.

В гидроэнергетич. стр-ве применение сборных конструкций связано с необходимостью решения весьма сложных проблем по обеспечению монолитности, водонепроницаемости и динамической устойчивости сооружений. Для проверки технической и экономической целесообразности применения сборного железобетона в гидроэнергетическом строительстве осуществляется сооружение двух опытных низконапорных станций — Киевской на Днепре и Саратовской на Волге. Опыт сооружения Киевской ГЭС, первые агрегаты к-рой были введены в эксплуатацию в 1964, показывает, что применение сборного железобетона в ряде конструкций низконапорных ГЭС позволяет значительно повысить индустриализацию работ и сократить сроки сооружения объектов.

Важным направлением в гидроэнергетич. стр-ве является создание конструкций сооружений, приспособленных к использованию при их возведении прогрессивной поточной технологии произ-ва основных работ с полной комплексной механизацией всех процессов. Напр., для укладки больших масс бетона в плотину Красноярской ГЭС была запроектирована и осуществлена система непрерывного поточного автоматизированного приготовления и укладки бетона.

В этой системе приготовление бетона осуществлялось на заводах непрерывного действия, обеспечивающих высокое постоянство состава; бетон подавался к месту укладки ленточными конвейерами в закрытых цилиндрич. галереях с постоянным температурным режимом внутреннего воздуха. Бетон в блоках распределялся спец. механизмами, обеспечивающими равномерную укладку слоя бетона по всей площадке блока. Система непрерывной укладки и приготовления бетона обеспечивает высокие темпы возведения гидротехнич. сооружений и достижение интенсивности укладки бетона до 2,5—3 млн. мъ в год, необходимой для возведения крупнейших гидроузлов Сибири (Саяно-Шушенского, Средне- Енисейского и др.). Находят применение массивные бетонные плотины для объектов, сооружаемых в условиях сурового климата, плотины из местных каменных и земляных материалов в районах Средней Азии и Казахстана, высокие бетонные, арочные и арочно-гравитационные плотины на горных реках Закавказья и железобетонные конструкции с большим удельным весом сборных элементов для низконапорных узлов, сооружаемых на мягких грунтах, преимущественно в Европейской части Союза.

Индустриализация работ, выполняемых в подготовит, период, основана на внедрении унифицированных и сборно-разборных временных сооружений и прочих объектов производств, баз строит, орг-ций. В энергетическом строительстве широко применяются блочные бетонные растворные узлы, передвижные котельные на ж.-д. ходу производительностью до 10 m/ч, передвижные механич. мастерские, столярно-плотничные мастерские и др. объекты.

Комплексная механизация производств, процессов, наряду с индустриализацией и внедрением передовой технологии произ-ва работ, является основой повышения технич. уровня энергетического строительства. Уровень комплексной механизации всех строит.-монтажных работ в Э. с. достигает 96—98%. К началу 1965 Э. с. располагало более 4 тыс. экскаваторов, свыше 9 тыс. тракторов и бульдозеров, 40 тыс. автомашин и самосвалов, 6 тыс. кранов различных типов.

В теплоэнергетич. стр-ве общестроительные работы выполняются с использованием строит, механизмов обычного назначения. В сетевом стр-ве работы осуществляются инвентарным парком строит, механизмов, находящимся в составе механизированных колонн.

Созданы специализированные строит, машины для произ-ва земляных работ, бурения котлованов под опоры, установки фундаментов и самих опор, навески и натяжки проводов и прочих работ. К числу наиболее эффективных машин относятся: буровая машина МРК-1 для глубокого бурения до 3,5 м при диаметре 0,65 м МРК-4 для бурения котлованов в труднопроходимых условиях; машины ВВПС-20/11 и ВВПС-28/19 для вибровдавливания свай сечением 30X30 см2 и 40×40 см2 на глубину 6,5 м; краны С- 100-К-ЛЭП-7 на базе трактора для установки опор; лебедки 8-тонные навесные Л-8; краны 15-тонные АЗ-219 на базе автомашины и другие механизмы. Для навески и натяжения проводов применяются телескопия. вышки ТВ-26 и ВИ-26 высотой до 26 м. Для выполнения монтажных и спец. работ в Э. с. создано более 200 типов приборов, аппаратов и механизмов.

Для ввода в эксплуатацию первых блоков при стр-ве тепловых электростанций в зависимости от мощности турбогенераторов и станций требуется от 24 до 30 месяцев, а всего для доведения сооружения тепловой электростанции до полной мощности — от 32 до 60 месяцев; на гидроэлектростанциях, в зависимости от конструкций основных сооружений и мощности, длительность работ до ввода в эксплуатацию первого агрегата составляет от 52 до 75 месяцев, а завершение всех работ требует дополнительно 15—20 месяцев.

Стоимость установленного киловатта вводимой мощности в целом по энергетике снизилась с 205 рублей в 1959 до 154 руб. в 1965. На тепловых конденсационных электростанциях стоимость установленного киловатта новой мощности за этот же период времени уменьшилась со 100—110 рублей до 80—90 руб. На гидроэлектростанциях, в результате увеличения единичной мощности агрегатов, применения более совершенных конструкций гидротехнич. сооружений, а также перехода на использование более эффективных природных ресурсов, стоимость установленного киловатта мощности снизилась с 350—400 руб. до 170—200 руб. Затраты труда на стр-ве тепловых электростанций за период 1959— 1965 сократились с 13,8 чел.-дня на 1 кет введенной новой мощности до 6,2 чел.- дня, по гидроэлектростанциям — с 22,5 до 12,5 чел .-дней, на стр-ве высоковольтных линий электропередачи в среднем — с 340 до 210 человеко-дней на 1 км,несмотря на резкое увеличение удельного веса линий электропередачи высоких напряжений.

Организация работ в строительстве энергетических объектов построена на принципах специализации. Общесоюзные специализированные орг-ции выполняют работы по монтажу тепломеханич. и гидромеха- нич. оборудования. Механизированные колонны производят электромонтажные работы, стр-во линий электропередачи и подстанций, монтаж железобетонных, мета ллич. и др. строит, конструкций, туннельные, буро-взрывные, спец. гидротехнические (цементация, глубинное водопонижение и пр.), теплоизоляционные работы и т. д. Значит, часть общестроительных работ на площадках энергетич. объектов (земляных и дорожных), работы по жилищному стр-ву (отделочных, санитарно-технич., работ нулевого цикла) выполняется также силами специализированных трестов, управлений и участков. Удельный вес работ, выполняемых специализированными орг-циями в осн. по генподряду, весьма высок и составляет: в сетевом стр-ве ок. 95%, в теплоэнергетическом — 70% и гидроэнерге- тич.— 60%.

Обеспечение высоких темпов развития энергетики в период 1966—1970 потребует дальнейшего значительного роста выполнения физических объемов работ и ввода новой энергетич. мощности, которая к 1970 должна составить 20—23 млн. кет в год, против 10—11 млн. кет, достигнутых в 1965.

Успешное решение указанных задач требует дальнейшего совершенствования энергетического строительства в направлении полной индустриализации всех работ с использованием высокопроизводительной строит, техники, обеспечивающей комплексную автоматизацию строит, и монтажных процессов, дальнейшего сокращения сроков стр-ва, значит, роста производительности труда

Строительство промышленных и энергетических объектов. Издание второе, переработанное и дополненное.

См. также Промышленное строительство, Энергетическое строительство, Транспортное строительство, Сельское строительство, Жилищное строительство.

Энциклопедия современной техники строительство. Раздел: Быт. Хозяйство. … Энергетическое строительство — П. С. НЕПОРОЖНИЙ, научный редактор А. Ф. ЛЕВКОПУЛО.

. сокращение трудоемкости строительства; высокое качество строительных работ; сокращение сроков и стоимости строительства; экономию энергетических ресурсов.

. министерствам энергетики и электрификации, транспортного строительства, газовой промышленности СССР (см. Энергетическое строительство, Транспортное строительство).

Строительство продолжает развиваться по пути дальнейшей индустриализации и механизации. … При этом Министерство сельского строительства СССР, Министерство энергетики и.

Электроснабжение строительства. Электроэнергия поступает от действующих сетей с использованием постоянных сооружений энергетического хозяйства (линий электропередачи.

Строительство пирамиды велось под руководством прославленного зодчего Хефрена в течение 20 лет. … Под «огнём» здесь надо понимать наличие упорядоченного энергетического потока как.

Вновь поступающих на строительство рабочих можно допускать к работе только после … работ; исправность н безопасность использования машин, механизмов, энергетических установок и.

Энциклопедия современной техники строительство. Раздел: Быт. Хозяйство. … Энергетическое строительство — П. С. НЕПОРОЖНИЙ, научный редактор А. Ф. ЛЕВКОПУЛО.

. строительных конструкций, при строительстве транспортных, энергетических, гидротехнических и других сооружений, требования по производству строительных конструкций.

Энциклопедия современной техники строительство. Раздел: Быт. Хозяйство. … Энергетическое строительство — П. С. НЕПОРОЖНИЙ, научный редактор А. Ф. ЛЕВКОПУЛО.

Энциклопедия современной техники строительство. Раздел: Быт. Хозяйство. … Энергетическое строительство — П. С. НЕПОРОЖНИЙ, научный редактор А. Ф. ЛЕВКОПУЛО.

1. Размещение, проектирование, строительство и эксплуатация энергетических предприятий, установок и иных объектов осуществляются в соответствии с требованиями статей.

С начала индустриализации потребление этого энергетического сырья приняло такой размах … Однако широкое. строительство установок, использующих энергию ветра, в значительной.

сравнительно богатый опыт строительства панельных зданий в СССР и за рубежом и выбирая лучшие … раздел IV—Конструктивные схемы стен энергетических и промышленных зданий, раз

. резервуаров, дымовых труб, в транспортном строительстве для метрополитенов, мостов, туннелей на автомобильных и железных дорогах, энергетическом строительстве.

Энциклопедия современной техники строительство. Раздел: Быт. Хозяйство. … Энергетическое строительство — П. С. НЕПОРОЖНИЙ, научный редактор А. Ф. ЛЕВКОПУЛО.

В междуречье Ангары и Енисея находятся крупные источники топливно-энергетических и … Здесь имеются хорошие условия для дальнейшего строительства электростанций.

До середины 1965 г. в практике проектирования и сооружения панельных энергетических и … В марте 1966 г. Госстроем СССР одобрены для применения при проектировании и строительстве.

Источник: www.bibliotekar.ru

FAQ про проектирование, строительство и запуск энергоцентров в России

Когенерационная газопоршневая установка цехового исполнения номинальной электрической мощностью — 1 МВт. Нижегородская область, г. Бор

Внешний вид энергоцентра, Нижегородская область, г. Бор. Номинальная электрическая мощность энергоцентра -3,6 Мвт, тепловая мощность – 14 МВт

В позапрошлом году я писал про энергоцентры. За это время мы сдали еще несколько объектов, в частности, сейчас на разной стадии проработки находится 3 объекта. Где-то это полностью целые проекты, где-то – отдельные узлы. Спрос на энергоцентры сейчас в самом разгаре, и нашу команду просто засыпали вопросами. Поэтому вот FAQ ниже.

— В двух словах, что это за энергоцентры?
Автономная мини-электростанция, работающая на газе или другом топливе. Как и любой генератор, она выделяет некоторое количество тепла, которое используется для отопления объекта и других задач. Летом тепло можно не выбрасывать в атмосферу, а утилизировать через абсорбционную холодильную машину, что даёт ресурс для систем охлаждения ЦОДов и кондиционирования тех же торговых центров. Энергоцентр способен производить электроэнергию, тепло и холод.

— Есть пример объекта?
Да, пожалуйста. Например, сейчас работаем над энергоцентром для ЦОДа и нескольких административных зданий во Владикавказе. Всё это нуждается в электричестве, тепле и холоде. Они находятся на окраине города и довести туда электрические и тепловые сети недешево и долго, а газ уже проведён. Было принято решение построить собственный энергоцентр.

Он небольшой по мощности — 3 Мегаватт электрической мощности и 1,6 Мегаватт тепла и холода. Холод необходим для центрального кондиционирования помещения и для подачи в машзал ЦОДа, а тепло для ГВС и отопления, это достаточно распространенная ситуация.

— А напомните, что такое когенерация?
Когенераторная установка вырабатывает одновременно электрическую и тепловую энергию. Эффективность использования топливных ресурсов в когенераторных установках на 30—40% выше, чем при раздельном производстве электроэнергии и тепла.

— А тригенерация?
Тригенерация – это ещё и производство холода. Когенераторные установки оснащаются системами теплообменников, утилизирующих тепло, выделяющееся при работе двигателя. Это тепло может быть использовано в технологических целях (в том числе и для производства пара), для отопления и горячего водоснабжения. Излишки тепла могут быть абсорбированы с целью получения охлажденной воды. В общем случае – захоложенной до 5 градусов Цельсия воды, идеально подходящей для систем кондиционирования тех же торговых центров, офисных и общественных зданий, ЦОДов.

— Всегда ли используется тригенерация?
Нет, не всегда. Энергоцентр может производить несколько типов энергоресурсов: электричество, тепло, холод, пар и СО. В зависимости от задач на конкретном объекте. Иногда нужно только электропитание, иногда – всё сразу. Использование нескольких энергоресурсов повышает общую эффективность энергоцентра.

Например, в Нижегородской области есть коммерческий энергоцентр в поле на берегу Волги. Он производит электричество и тепло. Электричество поставляется как прямым потребителям (по прямому договору), так и в сеть по защищенному тарифу. Тепло поставляется в ближайший поселок по собственной теплотрассе.

— Есть пример объекта, где делается только часть энергоцентра?
К примеру, мы сейчас делаем для одного торгового центра просто котельную и инфраструктуру подачи газа. Это наиболее простой пример. Иногда делаем только транспортную инфраструктуру для топлива и так далее – разной работы много.

• Тип строительства – новое строительство.
• Место расположения строительной площадки – город Бор, Нижегородская область.
• Стадийность строительства — 3 очереди (КРОК участвовал в реализации только второй очереди).
• Предназначение – продажа электроэнергии во внешнюю сеть, и теплоснабжение объектов муниципальной сферы поселка Октябрьский, Борского района.
• Причина – создание коммерческого Энергоцентра для продажи энергоресурсов на розничных рынка энергоснабжения внешним потребителям.
• Номинальные мощности второй очереди – электрическая мощность 1,6 МВт тепловая мощность — 1,8 МВт.
• Исполнение ТЭЦ – цеховое.
• Оборудование второй очереди– КГУ – MTU (Германия).
• Срок окупаемости проекта – 3 года

• ЦОДам, для них собственный энергоцентр – это и экономия, и возможность получить ещё один вектор питания/охлаждения.
• Промышленным предприятиям, чаще всего – либо новым, либо реконструируемым. Здесь просто вопрос экономии.
• Фермерским и жилищным хозяйствам, а также разным логистическим объектам, потребляющим от 1 до 50 МВт электрической мощности — здесь на первое место выходит автономность.
• Торговым центрам: как и ЦОДы, они являются идеальным «клиентом» для энергоцентра, поскольку используют и энергию, и тепло и холод.

— Чем отличаются турбинные энергоцентры от газопоршневых?
Типом двигателя, вращающим генератор. Поршневой – это как ДВС в автомобиле, турбинный – как в самолёте. Мощности до 50 Мегаватт удобнее закрывать поршневыми двигателями. Те, которые 50 Мегаватт и больше, это уже разряд большой энергетики, вот там турбина. Но выбор не только по мощности, но и по режиму отбора.

Элемент поршневого энергоцентра. В верхней части – воздушный коллектор с фильтром, в нижней части система блоков цилиндров.

— Что такое режим отбора мощности?
Турбина довольно долго «разгоняется», чтобы выйти на режим. К примеру, в Москве на ТЭЦ 21 и 24 стоят почти такие же турбины Siemens на 300 МВатт, как на Боингах (только больше и с некоторыми конструктивными отличиями). Для полноценного выхода на режим нужно от 20 до 25 минут.

Если мощность прыгает постоянно, может возникнуть две ситуации: когда одна из турбин не включена (а её ресурс очень нужен) и когда турбин включено больше, чем нужно (в этом случае мы будем греть атмосферу). У газопоршневых машин время выхода на режим куда меньше — 5-7 минут. На практике объекты более 50 Мегаватт в нашем сегменте ЦОДов и торговых центров почти отсутствуют, поэтому мы используем преимущественно газопоршневые агрегаты.

Внешний вид газопоршневой установки MTU

Система сухих градирен ГПУ

— А что бывает при скачках потребления?
У первых энергоцентров, построенных чуть ли не в момент электрификации страны, была сложная балансировка. Современные делают всё onboard, как и те же ДВС автомобиля.

Когда вы включаете музыку в машине, фары моргать не начинают — так и здесь, внутренняя система регулировки генератора мгновенно реагирует на изменения потребляемого тока, регулирует мощность отбора таким образом, чтобы все потребители питались без каких-либо отклонений в качестве и частоте. На сегодняшний день эта технология отлично отработана. Обычно в энергоцентры ставят большое количество контроллеров: на самом газовом агрегате, на КГУ, грубо говоря, на двигателе с присоединенным генератором. Нагрузка все время меняется в зависимости от внешних потребителей. Контроллер управляет мощностью, частотой вращения коленвала, подачей топлива и всеми режимами двигателя таким образом, чтобы стабилизировать выходные параметры.

Так, один из параметров — шаг наброса и сброса электрической мощности – вопрос проектного решения в зависимости от потребностей заказчика. Для одних потребителей, например, для питания электричеством дата-центров, очень важен резкий наброс мощностей, для других, например, для промышленных предприятий, приемлем наброс в 10%-15% от номинальной мощности установки в минуту.

К примеру, для типового потребления ТЦ 2-4 МВт можно использовать ГПУ, но важно, чтобы наброс мощности был не более 20% от номинальной мощности в минуту. Для иллюстрации — в среднем стандартный шаг наброса мощности на ГПУ – 15-20%, а ГТУ – ниже. Но даже если шаг наброса мощности на установке недостаточен для потребителя, это можно исправить, например, подпоркой внешней сети (на начальном этапе мощность будет браться дополнительно еще и из сети), либо комбинацией с источниками бесперебойного электроснабжения, либо установкой системы плавного пуска на стороне потребителя, либо настройкой контроллера таким-то образом. Все эти варианты проработки переходных процессов индивидуальны под объект и могут быть учтены на этапе проектирования.

Принципиальная схема управления выдачей электрической мощности

— Как отводится тепло от двигателя?
Двигатель обвешивается теплообменниками, есть много разных схем. Тепло отводится от рубашки, от интеркулера, от выхлопа и так далее. В общем, всё то, что в противном случае уходило бы в атмосферу, уходит потребителям тепла.

Внешний узел утилизации тепла

— А что с выхлопными газами?
Они образуются так же, как при работе обычного ДВС в автомобиле. Мы используем оборудование американского или европейского производства.Природный газ – относительно чистое топливо. Содержание вредных примесей в выхлопе соответствует половине или даже одной четверти немецкого стандарта TA-luft, который в свою очередь гораздо жёстче российских норм. Часто в городской среде существующий высокий фон не позволяет сделать замеры нашего выхлопа.

— А что вообще с экологией генераторов энергии?
Экологические последствия есть в любой генерации. Гидроэнерегетика вляет на природу через изменения уровня и направления рек. Атомная известна выбросами и необходимостью захороненияпереработки отработанного топлива. Чистая солнечная и геотермальная энергетика, но ее применение ограничено. Газовая генерация, которую мы используем, значительно чище ТЭЦ на угле и мазуте.

— Какова обычная себестоимость производства ресурсов в своём энергоцентре?
Зависит от деталей по конкретному объекту. В общем случае — в 1,5-2 раза ниже тарифов местных энергосбытовых компаний. По нашей практике, ежегодная экономия от внедрения локального энергоцентра составляет 25—30% (в сравнении с использованием ресурсов энергосбытовой компании).

— Можно ли вводить мощности в эксплуатацию поэтапно?
Да, и это очень удобно, когда нужно распределить инвестиции на 1-2 года: ввод мощностей делается поэтапно по мере роста потребности в них. Но, понятно, в хороших руках, в тех руках, которые умеют организовывать процесс эксплуатации, любой энергоцентр, даже плохо спроектированный, будет работать хорошо, и затраты будут постоянно невысокими на эксплуатацию.

И, наоборот, можно хорошо сделать энергоцентр, но отдать это в кривые руки, то из-за человеческого фактора затраты будут постоянно расти, и в конечном итоге могут вообще, убить весь бизнес. Это человеческий фактор, это фактор организации процесса эксплуатации. Последний полостью наш проект, (упомянутый во Владикавказе) сделан достаточно аккуратно и удобно для эксплуатации. Поддержанием нормальной работы пригодности этого комплекса и проведением штатных регламентных работ занимается минимальное количество людей. Сейчас там объекте постоянно всего один человек присутствует – диспетчер.

— Когда делается ТО?
На стандартных агрегатах — каждые 2000 моточасов. На практике это осмотр 1-2 инженерами 4 раза в год. Иногда это делаем мы, но чаще – эксплуатационные команды заказчиков.

— Какое можно использовать топливо?
Природный газ, биогаз из отходов деревообработки и животноводческих хозяйств, биогаз очистных сооружений и мусороперерабатывающих заводов, уголь, топливные пеллеты. В моей практике 98% энергоцентров работает на природном газе.

— Цена на газ ведь не фиксированная: если тарифы на электроэнергию растут, она же тоже может расти?
Темпы роста тарифов на электроэнергию и на газ могут различаться, но вилка между ними всегда будет примерно одинаковой, поскольку электроэнергия есть продукт от газа. Конечный продукт всегда дороже сырья.

— Что чаще всего спрашивают до заказа?
Примерно в 20% случаев мне звонят инженеры-технологи и задают конкретные технические вопросы. В остальных 80% случаев вопросы касаются финансовых и временных показателей: как получить внутреннюю норму рентабельность 30% (легко), сколько примерно стоит такой-то энергоцентр в таком-то районе с такой-то мощности, какая нужна площадь под застройку, сколько времени строится, сколько будет стоить по нашей практике внешняя газовая труба и так далее.

Соответственно, поскольку таких звонков очень много, мы сделали специальный калькулятор. Он примерный, но зато даёт отличное представление о том, сколько что будет стоить для ЦОДа или ТЦ. Если вы разбираетесь в финансах и уже прочитали FAQ выше, то сможете легко увидеть параметры своего энергоцентра — а именно, прикинуть, стоит ли вообще строить или нет, понять порядок затрат. Дальше я могу помочь с опытом и расчётами.

UPD: не хабражители присылают мне вопросы в почту, некоторые, думаю, будут интересны всем. Они ниже.

— Какой приблизительно КПД обеспечивается поршневой установкой при работе на газе и генерации тепла и электроэнергии?
До 43% электрический, до 50% тепловой. В сумме до 93%.

— Вы пишете что мощности до 50 МВт удобнее закрывать описываемыми установками, в действительности существует огромное количество ГТЭС мощностью от 10 до 50 МВт. Почему удобнее? Имеется ввиду, что ГПУ удобнее, чем ГТУ.
Дешевле и стоимость оборудования, и эксплуатация.

— Сколько персонала требуется для обслуживания и контроля установки мощностью ~25 МВт?
Необходимо разделить персонал оперативный и осуществляющий техническое обслуживание. Круглосуточно на станции обычно находится не менее 2 человек, в то же время в дневную смену могут работать до 6-7 человек. Техническое обслуживание осуществляют подрядные организации, количество персонала примерно от 1 до 3 человек в зависимости от сложности выполняемых работ

— Сколько длятся по времени РР2000?
От 6 до 8 часов с учетом времени остывания оборудования

— Вы пишите, что время полноценного выхода на номинальный режим ГТУ занимает время 20 — 25 минут. По факту из состояния горячего резерва (схема собрана, ротор не вращается) время порядка 12 минут — это полный цикл со всеми прогревами и выходом на номинал, в экстренной ситуации время ~4 минут. Если же ГТУ работает не на номинале то скорость наброса нагрузки сильно зависит от типа двигателя, если двигатель авиационный то с 10% нагрузки на номинал ~ 5сек, судовые естественно дольше.
ГТУ рассматриваем энергетические. Их инерционность гораздо выше ГПУ.

— И еще вопрос, на чем реализована АСУиР установки?
Принципиально АСУиР построено на контроллерах, которые определяет поставщик оборудования, наиболее часто используют контроллеры Siemens и ComAp.

Калькулятор вот здесь.
Прошлый пост с карточкой строительства одного из объектов в 2012 году и фотографиями.

Источник: habr.com