Энергоцентры ЧЗЭО для предприятий: гибкость технических решений и комплексный подход

Материал написан на основе доклада, прозвучавшего 27 ноября в Челябинске в рамках семинара-практикума для специалистов проектных организаций Государственной корпорации по атомной энергии «Росатом»

Российская атомная отрасль набирает обороты: строятся новые энергоблоки, развивается малая энергетика. Почти каждый проект сопряжён с работой в труднодоступных регионах и начинается с создания надёжного энергоснабжения в условиях повышенной сложности. В статье Руководитель отдела технического маркетинга и инноваций ООО «ЧЗЭО» Михаил Недоводин рассказывает, какие решения энергоцентров для атомной отрасли предлагает Челябинский завод электрооборудования, как преодолеть зависимость «больше мощности - больше площади» и какие инженерные подходы позволяют создавать компактные энергокомплексы.

Атомная отрасль России в последнее десятилетие демонстрирует уверенный рост. Это выражается не только в увеличении выработки электроэнергии (с 195 млрд кВт*ч в 2015 году до 217 млрд кВт*ч в 2024 году) и строительстве новых энергоблоков (за 10 лет на территории страны возвели четыре, а текущий портфель одновременно сооружаемых энергоблоков по всему миру насчитывает 30 объектов). Помимо количественных показателей растут и качественные – запускаются знаковые проекты. Например, энергоблок с реактором на быстрых нейтронах БН-800 на Белоярской АЭС, который является ключевым элементом для создания замкнутого ядерного топливного цикла.

Параллельно с возведением крупных АЭС идёт активное развитие малой и распределенной энергетики. Из примеров – атомная станция малой мощности (АСММ) в Якутии, а также плавучая АЭС «Академик Ломоносов», обеспечивающая энергией удалённый Певек на Чукотке. Активное развитие российской атомной энергетике вписывается в мировые тренды.

Международные эксперты сходятся во мнении, что мы находимся на пороге эпохи «ядерного ренессанса». По данным МАГАТЭ, общая мощность ядерных реакторов в мире в ближайшие 25 лет увеличится более чем в два раза.

Национальные прогнозы эту версию подтверждают. По расчётам правительства доля атомной генерации в энергобалансе России к 2045 году должна достичь 25% вместо сегодняшних 20%. Основанием для расцвета мирного атома служат два фактора – глобальная тенденция к декорбанизации и растущий энергодефицит, особенно в удалённых регионах страны и мира.

Здесь стоит вспомнить, что запуск каждого нового проекта, от разработки уранового рудника в Якутии до строительства энергоблока в Египте, начинается с создания надёжной энергетической инфраструктуры. А условия, в которых ведётся эта работа, часто сложно назвать благоприятными: удалённость от транспортных коммуникаций и централизованных электросетей, высокая стоимость технологического присоединения, экстремальные климатические зоны. Эти обстоятельства делают традиционное энергоснабжение строящегося объекта либо невозможным, либо экономически нецелесообразным. Таким образом, вместе с атомной энергетикой будет расти потребность в надёжных автономных решениях для питания инфраструктуры атомных объектов – энергоцентрах.

Энергоцентр – это технологический комплекс, предназначенный для автономной или частично автономной генерации и распределения энергии. При этом речь идёт о производстве не только электрической, но и тепловой энергии для нужд локальных потребителей или технологических процессов изолированных производств. Особенно остро потребность в таких комплексах стоит в регионах, где внешняя энергия имеет высокую стоимость либо она в принципе недоступна в связи с удалённостью и труднодоступностью района размещения.

Когда энергоцентр собственных нужд необходим:

высокие затраты на подвод электроэнергии и тепла;
низкое качество электроэнергии в существующей сети;
отсутствие централизованных сетей в зоне строительства;
обеспечение энергией мобильных и временных объектов;
резервирование и повышение надёжности энергоснабжения действующих объектов.

Совокупность производственного потенциала и инженерных технических компетенций ЧЗЭО создаёт мощный синергетический эффект: наш завод может предложить не просто поставку отдельных видов продукции, а полный инжиниринговый цикл реализации проекта энергоцентра.

Техническая архитектура энергоцентра

Комплектация предлагаемых ЧЗЭО энергоцентров универсальна – она оптимизируется под конкретные задачи заказчика. Рассмотрим принципиальную схему работы такого комплекса (рис. 1).

Рис. 1. Принципиальная схема энергоцентра

В основе – надёжные источники первичной энергии. Комплекс может использовать дизельное топливо с внешнего хранилища. Это топливо питает силовые установки – дизель-генераторные установки (ДГУ). При необходимости, та же топливная инфраструктура может снабжать блочно-модульную котельную.

Для повышения общего КПД энергоцентр может оснащаться системой утилизации тепла. В этом случае тепло от двигателей внутреннего сгорания не выбрасывается в атмосферу, а направляется в котельную, где используется для нужд отопления и горячего водоснабжения объекта.

Выработанное электричество поступает на распределительную подстанцию, которая может быть высоковольтной или низковольтной в зависимости от потребностей. Высоковольтные потребители получают питание напрямую, а для низковольтных энергия преобразуется через комплектную трансформаторную подстанцию (КТП).

Решение предусматривает возможность синхронизации с внешней сетью. В этом режиме генерация энергоцентра работает параллельно с сетью, что позволяет либо экономить на покупной электроэнергии, либо компенсировать дефицит мощности. Например, при выделенном лимите в 1 МВт и реальной потребности 5 МВт, недостающие 4 МВт генерируются энергоцентром.

Проекты: от простого решения к оптимизированному

Приведём примеры адаптации технического решения под конкретные задачи заказчика. Первый – дизельный энергоцентр (ДЭС) мощностью 6 МВт с выходным напряжением 6 кВ. Второй – ДЭС на 4,8 МВт с напряжением 10 кВ.

Пример 1: низковольтная схема

В состав данного энергоцентра входят 6 дизель-генераторных установок (ДГУ) мощностью 1 МВт каждая, вырабатывающие низкое напряжение 0,4 кВ. Генераторы, объединённые попарно, подключаются к повышающей двухтрансформаторной подстанции (2 х 1000 кВА). Таким образов, напряжение преобразуется до 6 кВ и подаётся на общую шину. Далее электроэнергия распределяется через закрытое распределительное устройство (ЗРУ) к потребителям.

Рис.2. Низковольтная схема генерации с повышающими подстанциями

Ключевым преимуществом этого решения является простота технического обслуживания. Для работы с низковольтными ДГУ от персонала не требуется специальных допусков, что облегчает эксплуатацию установок. Также упрощается питание собственных нужд, поскольку необходимое низкое напряжение 0,4 кВ вырабатывается непосредственно с генераторов. Далее его можно направить не только на собственные нужды, но и в КТП, и в ЗРУ.

Из минусов – рост капитальных затрат, поскольку это решение предполагает строительство повышающей трансформаторной подстанции. Кроме того, увеличивается размер объекта и соответственно площадь размещения. Стоит также отметить, что появление дополнительных технологических элементов в целом снижает общую надёжность объекта, поскольку появляется больше потенциальных точек отказа. Самое очевидное решение избежать указанных минусов – применение высоковольтных генераторов в дизель-генераторных установках. Рассмотрим такой подход на примере следующего проекта.

Пример 2: высоковольтная схема

Для ДЭС (в данном примере – на 4,8 МВт с напряжением 10 кВ) возможно реализовать более эффективное решение. Оно предусматривает применение трёх высоковольтных дизель-генераторных установок мощностью по 1,6 МВт каждая, выдающих напряжение 10 кВ. Вырабатываемая ДГУ энергия напрямую подаётся в закрытое распределительное устройство (ЗРУ) 10 кВ.

Рис.3. Высоковольтная схема генерации

Преимущества данного решения – снижение капитальных затрат и сокращение площади размещения энергоцентра за счёт отказа от внешних повышающих подстанций. Кроме того, благодаря упрощению схемы повышается общая надёжность энергосистемы.

Однако плюс предыдущего решения (низковольтная схема, рис. 2.) здесь может превратиться в минус: обслуживание генераторной установки и распределительного устройства в её составе вызывает необходимость в квалифицированном персонале, имеющем допуски для обслуживания высоковольтного оборудования. Однако этот фактор нивелируется тем, что такой персонал в любом случае требуется для эксплуатации ЗРУ 10 кВ на объекте.

Оба примера наглядно демонстрируют гибкость подхода ЧЗЭО и способность находить оптимальный баланс между стоимостью, надёжностью и сложностью эксплуатации для каждого конкретного проекта в атомной отрасли.

Больше мощности – больше площади?

Рассматривая компоновку предыдущих примеров, возникает закономерный вопрос: что делать, если требуется большая мощность? Противопожарные нормы требуют значительного расстояния между отдельными генераторными установками. Значит ли это, что площадь энергоцентра будет расти пропорционально мощности? Опыт Челябинского завода электрооборудования показывает: нет.

Решение 1: оптимизация компоновки (на примере дизельной электростанции 12,8 МВт)

Решение может состоять в оптимизации компоновки. Дизель-генераторные установки располагаются попарно в едином блочно-модульном здании: в одном модуле – общая для двух ДГУ топливная система с расходным баком, в другом – общее распределительное устройство высшего напряжения, которое включает:

- 2 вводные ячейки от ДГУ;

- ячейку трансформатора собственных нужд;

- ячейку отходящей линии.

Такое парное размещение в едином здании позволяет значительно сократить общие габариты объекта по сравнению с классической схемой расстановки отдельных контейнеров.

Пример реализации: ДЭС 12,8 МВт

Этот подход был успешно применён в проекте дизельной электростанции мощностью 12,8 МВт (напряжение 6 кВ). Решение включило 8 ДГУ, установленных попарно в четыре блочно-модульных здания. Каждая пара вырабатывает электричество напряжением 6 кВ, которое передаётся на локальное распределительное устройство защиты генератора и защиты линии, затем на общее ЗРУ и далее распределяется потребителям.

Мощность этой станции почти в три раза выше той, что была рассмотрена в предыдущем примере. При этом габариты увеличились не более чем в два раза – в основном за счёт масштабов топливного хозяйства, размер которого зависит от необходимой автономности энергоцентра и того, насколько часто можно к нему подвозить топливо.

Решение 2: пересмотр технологического подхода (на примере электрокотельной 20 МВт)

Наша работа не ограничивается оптимизацией компоновки. Мы стремимся переосмысливать сами технологические подходы, чтобы найти максимально эффективное решение для конечной задачи заказчика. Яркий пример – проект блочно-модульной электрокотельной мощностью 20 МВт с полным резервированием на случай отключения электроэнергии. Единственным вариантом резервного топлива в районе размещения был дизель. Поэтому в техзадании было сформулировано требование – реализовать резерв за счёт дизельной электростанции на полную мощность котельной и предусмотреть топливохранилище на сутки автономной работы.

Самое очевидное и простое решение предусматривает установку большого количества дизельных генераторных установок, объёмного топливохранилища на 100 м³, строительство топливопровода между всеми ДГУ и создание распредустройства на 9 вводов (2 ввода от электросети, 7 вводов от ДГУ). Площадь такого энергоцентра – более 3000 м² (рис.4).

Рис. 4. Схема электрокотельной 20 МВт с ДЭС

Мы оптимизировали решение, отталкиваясь от конечной цели. А она заключалась не в резервировании электроснабжения, а гарантированном теплоснабжении. Вместо того, чтобы преобразовывать дизельное топливо в электричество (с КПД ~40%), чтобы затем снова получать из него тепло, мы предложили сразу сжигать топливо в резервных дизельных котлах. В этом случае КПД будет гораздо выше, поскольку не создаются дополнительные лишние преобразования – мы сразу получаем тепло из энергии химических реакций. Это решение, конечно, предполагает использование дополнительного оборудования – котлов с дизельными горелками – и установку дымовой трубы котельной (рис.5).

Рис. 5. Возможности оптимизации решений

Однако такая схема решает основную задачу проекта и при этом кратно сокращает площадь энергоцентра. Вместо семи штук мощных (и дорогих) ДГУ остаётся небольшая, но достаточная ДГУ на собственные нужды котельной (~500 кВт). Значительно сокращается распределительное устройство – вместо девяти вводов оно будет иметь два. Поскольку КПД технологического процесса повышается, топливохранилище сократится почти в два раза со 100 м³ до 55 м³. А площадь энергоцентра составит 1400 м².

Это наглядный пример того, как глубокая инженерная проработка и готовность предложить альтернативу позволяют нашим партнёрам существенно экономить капитальные затраты, площадь и эксплуатационные расходы. При работе с проектами мы всегда стараемся выходить за рамки простой задачи по поставке оборудования, стараемся понять, какую задачу оно решает, и можно ли решить эту задачу элегантнее, технологичнее, проще, дешевле.

ООО «Челябинский завод электрооборудования» (ЧЗЭО) предлагает комплексное решение строительства энергоцентров для нужд атомной энергетики. Наша команда специалистов:

проводит инженерные изыскания;
разрабатывает уникальные проектные решения, опираясь на многолетний опыт решения нестандартных задач;
изготавливает электрощитовое и теплоэнергетическое оборудование на собственных производственных мощностях;
производит ИБП, дизель-генераторные установки;
доставляет в любую точку России и СНГ, в том числе в труднодоступные регионы, всеми видами транспорта;
выполняет строительно-монтажные, шеф-монтажные и пусконаладочные работы;
осуществляет оперативное сервисное обслуживание;
проводит энергоаудит и модернизацию существующих объектов;
предлагает собственное IT-решение для дистанционного мониторинга и контроля энергосистемы – облачный сервис «4Z Диспетчер».