Индекс материала
Строительство ветродизельных комплексов
Ветровой потенциал
Теория ветроэнергетики
ВДК
Структура ВДК
Опыт применения ВДК
Ветроводородные комплексы
Ветромониторинг
Процесс мониторинга
Этапы строительства ВДК в НАО
План строительства
Перспективы строительства
ТОТЭ-генераторы
Надежность электроснабжения
Модернизация РУ ДЭС
Недостатки опор
Параметры опор
Провод марки СИП
Кабель СПЭ
Термоусажываемые муфты
Сухие трансформаторы
Все страницы

7. Целесообразность строительства ветродизельных
комплексов

Программы по использованию энергии ветра успешно реализуются по всему миру. На 2009г. общая мощность ветроэнергетических установок (ВЭУ) составляет более 147 ГВт. Специалисты Всемирного Совета по использовании энергии ветра
считают, что к 2012 году, благодаря высокой скорости ввода мощностей, эта цифра составит 240 ГВт.

Самыми большими ветропарками обладают Германия и США. По скорости наращивания  ветроэнергетической мощности  лидерами  являются Индия  и Китай.

Идет  интенсивная  интеграция  ветроэлектростанций  в  большую  энергетику, единичная  мощность  ветроустановок  достигает  6  МВт.  При  этом  основные производители  прекращают  разработку  новых  ветроустановок  малой  мощности, уступая эту нишу малоизвестным развивающимся компаниям.

Энергетические ветровые зоны в нашей стране расположены, в основном, на побережье и островах Северного Ледовитого океана от Кольского полуострова до Камчатки, в районах Нижней и Средней Волги и Каспийского моря, на побережье Охотского,  Баренцева,  Балтийского,  Черного  и  Азовского  морей.  Отдельные ветровые зоны расположены в Карелии, на Алтае, в Туве, на Байкале.

Максимальная средняя скорость ветра в этих районах приходится на осенне-зимний период – период наибольшей потребности в электроэнергии и тепле. Около 30%  экономического  потенциала  ветроэнергетики  сосредоточено  на  Дальнем Востоке,  14%  -  в  Северном  экономическом  районе,  около  16%  -  в  Западной  и Восточной Сибири.

Валовой  ветровой  потенциал  России  составляет  80*1015  кВт*ч/год, технический  ветровой  потенциал  –  6,2*1015  кВт*ч/год,  экономический  ветровой потенциал – 40*10 9 кВт*ч/год.

Россия, несмотря на немалые ветроэнергоресурсы, находится на 125-м месте в мире  по  суммарной мощности  ветропарков. Имеется  большое  отставание  как  в области  ветроэнергетических  технологий,  так  и  по  части  внедрения  зарубежных ВЭУ. Для  исправления  указанной  ситуации  издано  постановление Правительства № 1 от 16 января 2009 года, в котором указано, что суммарная мощность ВЭУ по отношению к общей генерируемой мощности к 2020г. должна вырасти до 4,5 %.

В  этом  направлении  активность  проявляет  Калмыкия.  Повторяемость скоростей ветра, при которых возможна работа ВЭС, там составляет 68% времени. На данный момент там создается ветропарк мощностью 1 ГВт.

 

Следует  отметить,  что  северные  территории  России,  наиболее привлекательные  в  плане  ветроэнергетического  потенциала,  находятся  в удаленных  от  энергосистемы  районах,  что  не  позволит  строить  системные ветропарки и реализовать в полной мере ветроэнергетический потенциал регионов, а это в свою очередь ставит под сомнение рентабельность строительства ВЭС.

7.1 Ветровой потенциал НАО

Для береговой линии НАО характерны относительно высокие  (более 5 м/с) среднегодовые  скорости  ветра,  причем  40-50%  времени  в  году  ветер  имеет скорость 8-10 м/с и более. Говоря о среднегодовых и среднемноголетних скоростях ветра, уместно отметить и еще одно весьма важное обстоятельство. В прибрежных районах НАО изменение среднегодовой скорости ветра от года к году невелико и характеризуется  коэффициентом  вариации  в  пределах  5-8%. Примечательно,  что
скорость  ветра  резко  снижается  при  удалении  от  береговой  линии  и  в  Хоседа-Хардском районе составляет уже 4,5 м/с в среднем за год.

Перспективными  площадками  для  возведения  ВЭС,  по  предварительной оценке данных СНиП «Строительная Климатология», являются: 
  район  «Усть-Кара–Амдерма–Каратайка–Варнек»  со  среднегодовой скоростью ветра до 7,8 м/с, повторяемостью ветра со скоростью более 8 м/с - 48%; 
  район «Шойна–Несь»: 6,2 м/с, 34%; 
  район «Индига и Бугрино»: 7 м/с, 41%.

Вышеприведенные данные являются оценочными. На их основе можно лишь утверждать  о  возможности  установки  ВЭС.  Тип  и  мощность  конкретной ветроустановки  выбираются  только  после  проведения  ветромониторинга  или обработки  результатов метеослужбы  и  анализа  графиков  электрических  нагрузок потребителей населенных пунктов НАО.

Для оценки природного климатического ветроэнергопотенциала пользуются определением  средней  годовой  удельной  мощности  ветрового  потока  через единицу площади ветроколеса, перпендикулярного направлению ветра.  В  соответствии  с  этим  определением  природно-климатический  потенциал энергии ветра имеет размерность Вт/м2.

 

7.2 Теория ветроэнергетики

Энергию,  вырабатываемую  ветрогенератором,  можно  рассчитать  по следующей формуле:

Все  составляющие  этой формулы для конкретного  ветряка, кроме  скорости ветра,  являются  константами  (изменением  плотности  воздуха  из-за  температуры можно пренебречь).  Поэтому можно  сказать,  что мощность,  вырабатываемая  ветрогенератором, пропорциональна  кубу  скорости  ветра. На практике  скорость  ветра разнится от 0 до  30-40м/с  на  одних  и  тех  же  участках,  что  делает  ветроустановки  крайне нестабильным источником энергии.

Фоновое районирование России по значениям удельной мощности ветрового потока
на уровне 100м.

 

 

7.3 Ветродизельные комплексы

Ветродизельный комплекс – установка, имеющая в составе ветрогенератор и дизель-генератор.  Также  в  составе  ВДК  могут  находиться  преобразователи электроэнергии,  аккумуляторы  и  балластная  нагрузка.  Эти  установки разрабатываются для  сокращения расхода  топлива на дизельных  электростанциях удаленных  районов,  электросети  которых  не  подключены  к  энергосистеме. Это  в свою очередь должно уменьшить расходы на приобретение и доставку ГСМ.

На мировом рынке только немецкий  концерн «Enercon» предлагает  готовое ветродизельное  решение.  Для  разделения  высоких  единовременных  затрат сооружение  ветродизельных  комплексов  по  рекомендации  концерна предполагается реализовывать в два этапа.

А)  Низкоэффективный  ВДК.  К  существующим  дизель-генераторам подключается  от  30  до  50%  проектных  мощностей  ветроустановок.  Дизель–генераторы  дополняются  панелями  автоматического  запуска.  При  этом,  для сохранения  стабильности  работы  системы,  мощность  ветроустановок  не  должна быть  больше  35%  мощности  дизель-генераторов.  Ветрогенераторы  и  дизель-генераторы  работают  параллельно. Это  решение  теоретически  может  сэкономить до 20 % топлива, потребляемого дизель-генераторами.

Структура низкоэффективного ветродизельного комплекса.

 

В  случае оправдания первоначальных инвестиций и надежной работы ВДК предполагается ввод второй очереди ветроэлектростанции.

Б)  Высокоэффективный  ветродизельный  комплекс.  В  работу  вводятся все  запроектированные  ветроустановки.  При  этом  целесообразно  строительство «ветроэнергетической  составляющей»,  генерирующей  100–150%  необходимой мощности  электроэнергии. Комплекс  дополняется  аккумуляторными  батареями  и инерционными накопителями, в результате чего (при достаточной силе и скорости ветра) дизель-генераторы можно вывести из работы.

Структура высокоэффективного ветродизельного комплекса.

В  случае  недостаточной  выработки  электроэнергии  ветроустановками,  при разряде  батарей  и  инерционных  накопителей,  дизель-генераторы  при  помощи устройств  синхронизации  автоматически  вводятся  в  работу.  Избыток электроэнергии  ветрогенераторов  при  недостаточном  потреблении  (например, ночном) может сбрасываться в систему нагрева воды или уличного освещения, что позволит  более  эффективно  использовать  ветроресурсы.  Управление  всеми функциями в системе осуществляется посредством SCADA–систем, в ручном или автоматическом режиме.

Преимущества рассматриваемого ветродизельного комплекса:
  теоретическая  экономия дизельного  топлива до 80% и более  в местах  с хорошим ветроресурсом;
  короткие сроки монтажа за счет блочно - контейнерного исполнения.

 

7.4 Опыт применения ВДК

В мировой практике ветродизельные комплексы строятся и эксплуатируются благодаря  специальным  федеральным  программам  развития  возобновляемой энергетики,  в  которых  ставится  задача  только  по  сокращению  расхода  топлива  и накоплению  знаний  в  процессе  эксплуатации  таких  систем.  Сроки  окупаемости установок имеют второстепенное значение.

При всех достоинствах ВДК имеют ряд недостатков: 
  применение сложных систем управления;
  отсутствие серийно выпускаемых контроллеров ВДК;
  обязательное  наличие  высококвалифицированного  обслуживающего персонала;
  высокая стоимость строительства (до 6800 евро за 1кВт мощности);
  использование массивных аккумуляторов энергии;
  крайне большой срок окупаемости (до 25 лет), часто превышающий срок службы отдельных компонентов ветродизельной системы.

Из-за вышеперечисленных проблем ветродизельные комплексы не получили широкого  распространения  в  мире.  В  таблице  указаны  существующие  в настоящее время ВДК.

Существующие в настоящее время ВДК.

7.5 Ветроводородные комплексы

 

Главным  недостатком  ветроустановок  является  крайне  нестабильная выработка  электроэнергии,  связанная  с  непостоянством  параметров  ветра (скорость,  направление).  В  масштабе  большого  ветропарка  или  параллельной работы  с  энергосистемой,  по  сравнению  с  которыми  отдельная  ветроустановка является  малым  источником  энергии,  непостоянство  выработки  сглаживается.  В случае автономной ветроустановки требуется демпфирующее устройство.

Обычно в качестве демпфера, сглаживающего пульсации и кратковременное снижение  напряжения,  применяется  аккумуляторная  батарея.  В  мире  наиболее распространены батареи свинцово-кислотного типа – они наиболее дешевы, однако имеют низкий срок службы (3-5 лет), низкий показатель энергоемкости на единицу массы и необходимость зарядки батареи по специальному алгоритму.

Более  современные  литий-ионные  и  никель-кадмиевые  батареи  имеют лучшие  массо-емкостные  показатели,  однако  слишком  дороги  для  применения  в составе ветродизельных систем.

В  настоящее  время  разработан  механизм  использования  энергии  ветра  для электролиза воды и получения водорода.

Структура ветроводородного комплекса.

На рисунке: 1 -  ветрогенератор, 2 – выпрямитель, 3 – шкаф управления, 4 – электролизер, 5 – насосы, 6 – емкость для хранения дистиллята, 7 – опреснительная установка, 8 – емкость для технической воды, 9 – система хранения водорода и кислорода, 10 – топливный элемент, 11 – инвертор, 12 – трансформаторы, 13 – дизель-генераторная установка.

 

 

Принцип работы ветроводородного комплекса заключается в следующем: от ветроустановки  1  через  выпрямитель  со  стабилизатором  напряжения  2  питание подается  на  шкаф  управления  3.  Шкаф  управления  обеспечивает  питанием установку. Фильтрованная вода из емкости 8 насосом подается в опреснитель 7, где проходит  дистилляцию.  Приготовленный  дистиллят  хранится  в  специальной герметичной емкости 6 и по мере необходимости насосом подается в электролизер 4.  В  электролизере  вода  разлагается  на  водород  и  кислород,  которые  по газопроводам подаются  в  систему хранения 9,  где под  давлением  закачиваются  в емкости.  Кислород  и  водород  впоследствии  могут  быть  использованы  в технических нуждах.

Обратное  преобразование  осуществляется  холодным  путем  в  топливном элементе 10 на катализаторе. В результате образуется вода, поступающая в емкость 8 на вход установки и электроэнергия, направляемая потребителю.  При  отсутствии  ветра  и  разряженных  газовых  баллонах  питание потребителей осуществляется от дизель–генераторной установки 13.

Преимущество  данной  схемы  состоит  в  том,  что  не  требуется синхронизировать  ветрогенератор  с  дизель-генераторной  установкой.  Также существуют варианты схем с параллельным включением ДГУ, ВЭУ и топливным элементом  с  направлением  излишков  энергии  ветра  на  электролиз,  однако применение таких схем чревато усложнением системы управления.

Следует  отметить,  что  в  мире  существуют  всего  две  такие экспериментальные установки, которые построены в Канаде: одна в городе Rawea, другая на острове Принца Эдуарда.

Ветроводородные установки имеют те же недостатки, что и ветродизельные системы, плюс сложности с газовым хозяйством. Ветроводородные технологии, по словам  специалистов,  являются  будущим  энергетики,  однако  на  нынешнем  этапе развития  они  не  способны  в  полной  мере  заменить  собой  традиционную энергетику.

7.6 Ветромониторинг

Проектирование  и  строительство  мощных  (более  1,5 МВт)  ветроустановок предполагает проведение годового ветромониторинга.

Под  ветромониторингом  понимается  исследование  основных  кадастровых характеристик  ветра  (суточных  и  годовых  скоростей,  повторяемости  скоростей, направлений,  энергии  ветра на  единицу площади)  в целях  экономической оценки проекта  и  в  целях  проведения  проектирования  объекта  –  выбора  турбин, расстановки их на местности.

Для целесообразности проведения ветромониторинга необходимо выполнить запрос  и  проанализировать  данные  с  местных  метеостанций  (считается,  что ветроустановка окупает себя при среднегодовой скорости ветра 4,5 – 5 м/с).

 

Ветромониторинг  производится  непосредственно  в  точке  предполагаемой установки  ветрогенераторов  с использованием  специально оборудованных  вышек на  предполагаемых  высотах  установки  ветротурбин.  Исследование  ведется  в круглосуточном  режиме.  Данные  с  анемометров  (измерителей  скорости  ветра)  и флюгеров  снимаются  каждые  15  минут,  что  дает  полную  картину  суточного изменения  скоростей  ветра. Периодически  данные  при  помощи  GSM  или спутниковой  связи  отправляются  в  центр  исследований,  где  обрабатываются  с помощью  специального  программного  обеспечения,  затем  выстраиваются  кривые выработки  электроэнергии  различными  ветроустановками.  Также  возможно накопление данных на переносных носителях с периодической отправкой в центр исследований.

Процесс ветромониторинга в определенной степени может быть совмещен с процессом  проектирования  ветроустановки.  Это  позволит  сократить  сроки строительства ветроэлектростанций.

В области ветромониторинга одним из поставщиком услуг на отечественном рынке  является НПО  «Электросфера»,  предложение  на  ветромониторинг  от  этой компании размещено в приложении П3.6.

Кроме  того,  в  области  ветромониторинга  и  других  предпроектных изысканий  перед  строительством  ветроустановок  целесообразно  будет воспользоваться  опытом  и  практическими  наработками  ОАО  «Научно-исследовательский  институт  энергетических  сооружений»  (НИИЭС,  Москва), входящим  в  структуру  компании  «РусГидро»,  а  также  ЗАО  «Энергобаланс» (Санкт-Петербург), входящим в Группу компаний «Транссфера».

Следует отметить, что для объектов НАО характерны низкие (менее 1 МВт) максимальные  электрические  нагрузки.  Затраты  на  ветромониторинг  при  такой мощности станций необходимо обосновать.

Есть также вариант целевого заказа измерений скорости и направлений ветра на  метеостанциях  региона.  В  случае  значительной  удаленности  метеостанций  от предполагаемого  места  строительства  ВЭУ,  возможна  установка  анемометров  на высоких объектах непосредственно в поселениях (радиомачты, телевышки и т.п.).

Также,  параллельно  исследованиям  ветропотенциала,  следует  установить оборудование  для  мониторинга  нагрузок  потребителей,  что  позволит проанализировать  суточное  и  годовое  изменение  потребления  мощности.  При сопоставлении  результатов  обоих  исследований  проявляется  четкая  картина баланса  генерации  и  потребления  мощности,  что  в  итоге  позволит  приступить  к проектированию  и  обоснованной  оценке  рентабельности  строительства ветроэлектростанции.

 

7.7 Этапы строительства ВДК в Ненецком автономном округе

Большая  часть  территории НАО  находится  в  области  децентрализованного электроснабжения.  Соответственно  задачу  сбережения  энергоресурсов  можно решить с помощью ветродизельных комплексов. Однако существующие установки такого  типа  являются  экспериментальными  разработками  научно-исследовательских институтов. Кроме того ВДК создаются при полной поддержке государственных структур. Такая ситуация связана с уходом компаний, имеющих ресурсы  для  разработки  простых  и  надежных  решений  («Vestas»,  «Enercon»),  в большую  энергетику.  Крупные  компании  в  настоящее  время  сосредоточены  на разработке  и  производстве  мощных  (от  1МВт)  ветроустановок  для  работы параллельно с энергосистемой.

Поэтому,  перед  принятием  решения  о  строительстве  ВДК  в  Ненецком автономном  округе,  необходимо  выполнить  определенную  подготовительную работу.

В  силу  отсутствия  проверенных  на  практике,  простых  и  надежных ВДК,  а также  для  сокращения  рисков  нецелевого  использования  бюджетных  средств, рекомендуется внедрение ветродизельных комплексов под эгидой инвестиционных проектов  на  основе  государственно-частного  партнерства  (ГЧП),  основную затратную  часть  в  которых  будет  брать  на  себя  компания-интегратор, занимающаяся  внедрением  ВДК.  Доля  государственных  инвестиций  в  таких проектах может составлять от 20 до 30%.

Предлагается  разбить  программу  развития  ветроэнергетики  НАО  на  ряд этапов:

1.  Определить  4  «пилотных»  объекта  строительства  ВЭС  для  проведения ветромониторинга.  Объектами  могут  стать  населенные  пункты  в  западной  и восточной  частях  округа  (п.Усть-Кара,  п.Каратайка,  с.Шойна,  с.Несь).

Альтернативным  вариантом  могут  стать  населенные  пункты,  расположенные  в бассейне  р.Печора  на  расстоянии  до  100км  от  г.Нарьян-Мар  (п.Нельмин-Нос, д.Андег, с.Великовисочное).

2.  В  качестве  одного  из  вариантов  развития  ветроэнергетики  создать  на основе  государственно-частного  партнерства  (ГЧП)  акционерное  общество  с контрольным пакетом акций у администрации НАО, которое, привлекая денежные средства  заинтересованных  частных  инвесторов  и  банков,  будет  выступать заказчиком и координатором предпроектных изысканий (анализа ветропотенциала, электромониторинга,  геологических  и  экологических  изысканий  и  т.п.)  в указанных  «пилотных»  объектах.  В  дальнейшем  созданное  АО  будет координировать  подготовку  ТЭО,  проектные  работы,  закупку,  монтаж  и  наладку оборудования (см. пп. 5, 6, 7).

 

3.  Для  вышеперечисленных  «пилотных»    объектов  провести  анализ ветропотенциала на основании данных метеостанций Росгидромета и карт ветров. Скорость  и  направление  ветра  на  метеостанциях  снимаются  каждые  три  часа. Также  следует  поднять  данные  измерений  метеостанций  за  предыдущие  4  года, чтобы спрогнозировать возможные изменения параметров ветра.

4.  Создать на действующих электростанциях выбранных объектов системы автоматического контроля и учета электроэнергии.

5.  По  мере  поступления  данных  ветропотенциала  и  электромониторинга подготовить ТЭО.

6.  Разработать  пилотный  проект  для  2-х  объектов  и  произвести  выбор поставщиков оборудования.

7.  Произвести  закупку,  монтаж  и  наладку  оборудования.  Подготовить обслуживающий  персонал.  Возможен  вариант  создания  мобильной  оперативно-диспетчерской службы (ОДС) с центром в г.Нарьян-Мар.

8.  На  основании  1-3х  годичной  эксплуатации  оборудования  принять решение о дальнейшей целесообразности развития ветроэнергетики НАО.

В приложении П3.8 приведен ориентировочный расчет капитальных затрат и срока окупаемости ВДК для п.Усть-Кара. Расчет выполнен на основании данных о средней скорости ветра за 2007-2009г., полученных с метеостанции «Усть-Кара».

 

8. Перспективы строительства автономных энергоустановок
на основе твердооксидных топливных элементов для
производства тепловой и электрической энергии в
сельских поселениях НАО

В предыдущем разделе был кратко рассмотрен  ветроводородный  комплекс, использующий энергию ветра для получения водородного топлива.

Ветроводородный  комплекс  (ВВК)  может  стать  одним  из  элементов энергоустановки  для  производства  тепловой  и  электрической  энергии.  Вторым элементом  энергоустановки  будет  непосредственно  генератор  тепловой  и электрической  энергии  на  базе  твердооксидных  топливных  элементов  (ТОТЭ). Такой  генератор преобразует  энергию  топлива  с помощью химических процессов непосредственно  в  электрическую  и  тепловую  энергию,  без  промежуточных преобразований  (механического,  теплового,  электромагнитного).  При  этом  КПД такого «прямого» преобразования может достигать до 70%.

Применение  электрохимических  установок  с  электрохимическим генератором  на  основе  твердооксидных  топливных  элементов  (ТОТЭ)  наиболее эффективно в качестве автономных энергоблоков малой (до 1 МВт) мощности, что является  привлекательным  для  областей  с  децентрализованным  электро-  и теплоснабжением, таких, как Ненецкий автономный округ.

Структура ветроводородного комплекса с ТОТЭ генератором.
1- ветроустановка с выпрямителем электрического напряжения; 2 – электролизер; 3 – система хранения водорода и кислорода; 4 –ТОТЭ генератор; 5 – инвертор электрического напряжения.

Сразу  следует  отметить,  что  указанная  технология  рассматривается  в концепции,  как  перспективная,  т.е.  в  настоящее  время  реализовать  ее  на территории округа будет достаточно сложно. При этом, рассчитать экономический эффект от реализации таких энергоустановок в настоящее время не представляется возможным.  Однако  по  прогнозам  через  5-10лет  такие  установки  должны  найти массовое  применение,  поэтому  на  указанную  технологию  следует  обратить внимание уже сейчас.

 

В  России  и  за  рубежом  в  настоящее  время  достаточно  активно  ведутся разработки по созданию ТОТЭ-генераторов. В США в 2001г. была сформирована организация  Solid  State  Conversion  Alliance  (SECA)  и  утверждена  программа промышленного  выпуска  к  2012г.  энергосистем  мощностью  3-10  кВт  на твердооксидных топливных элементах, себестоимость которых будет не более 400$ за  киловатт  мощности.  Программа  включает  шесть  проектов,  разрабатываемых конкурирующими  промышленными  предприятиями:  Delphi-Battelle,  Siemens Westinghouse  (в  последний  год  Siemens),  General  Electric,  Cummins-SOFCo, Acumentrics и FuelCell Energy.

По  мнению  профессора  Института  электрофизики  УрО  РАН  Александра Липилина,  рыночная  привлекательность  энергосистем  на  ТОТЭ  увеличивается  в мире из года в год. Уже в 2010 году международный рынок ТОТЭ составит 443 млн долларов США  или  1,5  тыс  энергоустановок  по  200  кВт,  а  к  2030  году  на  долю ТОТЭ  будет  приходиться  до  30%  всей  производимой  в мире  электроэнергии. На сегодняшний  день  компании-участники  SECA  не  занимаются  прямой  продажей установок,  а  передают  их  для  опытной  эксплуатации  и  оттачивают  технологии производства элементов.

Массовое производство недорогих топливных элементов ускорит переход от традиционной  углеводородной  энергетики  к  энергетике  чистого  водорода.  По мнению  специалистов,  именно  водород  заменит  в  последующем  ископаемые источники энергии. На данном этапе развития разработан эффективный механизм получения  водорода  из  воды,  так  называемый  «низкоамперный  электролиз», который  использует  резонансные  явления  в  молекуле  воды.  Питанием  данного процесса служит постоянный электрический ток.

То  есть,  идеальным  решением  для  электроснабжения  автономных  районов будет являться ветроводородный комплекс с ТОТЭ-генератором, в состав которого будут входить: ветроустановка с выпрямителем электрического тока и регулятором напряжения, система водоподготовки для получения чистой воды, низкоамперный электролизер для получения и разделения кислорода и водорода, системы хранения газов,  электрохимическая  установка  с  твердооксидными  топливными  элементами для  выработки  электрической и  тепловой энергии. Данный  комплекс будет иметь исключительную эффективность и позволит полностью отказаться от ископаемых углеводородов.

В приложении П4 более подробно рассмотрены  существующие  технологии создания топливных элементов (ТЭ), а также установки на базе ТОТЭ.

 

9. Повышение надежности и эффективности
электроснабжения потребителей НАО

Основными  мероприятиями,  направленными  на  повышение  надежности  и эффективности  электроснабжения  потребителей  поселков  и  сельских  поселений округа могут стать:
  Внедрение  устройств  автоматического  запуска  и  параллельной  работы ДГУ. В отдельных случаях, применение устройств автоматической разгрузки ДГУ.
  Модернизация  распределительных  устройств  ДЭС.  Использование секционирования в РУ ДЭС, резервирование силовых трансформаторов.
  Использование  деревянных  пропитанных  опор  при  реконструкции внутрипоселковых  линий  электропередач.  В  отдельных  случаях  использование металлических опор (например, при переходе через реки).
  Применение в сетях 0,4 и 6-10кВ провода марки СИП.
  Использование кабеля 6-10кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена.
  Применение термоусаживаемых концевых и соединительных кабельных муфт 6-10кВ.
  Использование  сухих  силовых  трансформаторов  с  литой  изоляцией  в составе ЗРУ ДЭС.
  Применение  сухих  трансформаторов  с изоляцией Resibloc  производства АВВ, а также трансформаторов ТСЗПП с классом нагревостойкости изоляции Н.
  Организация  мониторинга  за  работой  электростанций,  которая  может быть  реализована  как  организационными  мероприятиями,  так  и  комплексом технических средств.

Преимущества  параллельной  работы  ДГУ  были  рассмотрены  в  разделе  3 настоящего  тома  концепции.  Отдельно  следует  отметить,  что  комплекс технических  средств,  состоящий  из  систем:  автоматического  запуска  резервной ДГУ,  автоматической  разгрузки  ДГУ,  параллельной  работы  ДГУ,  существенно повысит  надежность  работы  ДЭС.  Система  автоматического  запуска  резервной ДГУ  позволит  сократить  время  простоя ДЭС. Система  автоматической  разгрузки ДГУ  отключит  часть  потребителей  в  случае  аварийного  останова  одной  из  двух работающих  параллельно  ДГУ.  При  этом  оставшаяся  в  работе  ДГУ  не  будет перегружена.  Однако  перечисленные  выше  системы  будут  надежно функционировать  только  при  соответствующем  техническом  обслуживании,  а также при нормально функционирующих других системах ДЭС, например системе топливопитания.

 

Система автоматического запуска и параллельной работы ДГУ, как правило, является  одной  из  функции  в  составе  микропроцессорных  панелей  управления современных ДГУ  зарубежного  производства. Система  автоматической  разгрузки ДГУ  может  быть  реализована  при  модернизации  распределительного  устройства ДЭС.

При  модернизации  РУ  ДЭС  необходимо  предусмотреть  возможность секционирования  главной  схемы РУ ДЭС,  т.е. ДГУ должны  быть подключены на разных секциях распределительного устройства. Также необходимо предусмотреть возможность  резервирования  силовых  трансформаторов  на  стороне  10(6)кВ. При этом,  в  случае  выхода  из  строя  одного  из  силовых  трансформаторов,  часть нагрузки может переключаться на оставшийся в работе трансформатор.

В ходе модернизации РУ ДЭС в объеме поставки РУ должны быть заложены резервные  автоматические  выключатели,  которые  предназначены  для  замены вышедших  из  строя  во  время  работы.  Вводные  и  секционные  выключатели рекомендуется  делать  выкатными  для  создания  в  целях  безопасности  видимого разрыва  токоведущих  частей  при  проведении  ремонтных  работ,  а  также  для оперативной замены вышедшего из строя выключателя.

В  ходе  модернизации  ВЛ  0,4кВ  и  6(10)кВ  рекомендуется  использовать деревянные пропитанные опоры преимуществами которых являются:

  срок службы от 25 до 40 лет (при условии соблюдения технологического цикла и технических условий во время процесса пропитки опор);
  простота  обслуживания  (возможность  более  безопасного  подъема  и спуска с опоры по сравнению с железобетонной опорой);
  простота утилизации;
  низкая стоимость по сравнению с железобетонными стойками;
  большая  механическая  прочность  при  воздействии  стихийных  явлений (порывистый ветер, гололед);
  в  допустимых  пределах  опоры  не  требуют  бережного  обращения  при перевозке, разгрузке, складировании и установке;
  при  необходимости  доставки  опор  в  аварийных  ситуациях  или  при невозможности подъезда к месту установки, погрузка, разгрузка и установка опор осуществляется вручную;
  возможность  проведения  дополнительного  антисептирования  в  местах, подверженных более интенсивному гниению для увеличения срока службы;
  большое  количество  опор  при  перевозке  на  автомобиле  (до  60 штук  за один рейс);

 

Однако деревянные пропитанные опоры имеют и ряд недостатков:
  наличие  вредных  веществ  в  воздухе  рабочей  зоны.  Степень  вредности зависит от пропиточного состава и может быть с 1 по 4 класс опасности  (пример: бензин и керосин относится к 4 классу);
  при  заготовке  бревен  для  стоек  необходима  подборка  по  диаметрам  и сбегу (конусности) под размеры монтерских когтей;
  для получения качественной пропитки и требуемого срока эксплуатации опоры  необходимы  зимняя  рубка  (с  декабря  по  март)  и  атмосферная предпропиточная  сушка бревен под навесом не менее 6 мес. При  этом на период атмосферной  сушки  надо  проводить  антисептирование  поверхности  бревен  от поражения биологическими агентами.

В  целом,  деревянные  пропитанные  опоры  широко  используются  в Скандинавских  странах  с  аналогичными  для  НАО  климатическими  районами.  В России  опоры  рекомендованы  к  применению  ОАО  «Московская  объединенная электросетевая компания (МОЭсК)» в сетях 6-20кВ.

При  составлении  перечня  требований  на  поставку  деревянных  стоек  опор целесообразно  руководствоваться  стандартом  СТО  76476871-001-2006, разработанным МГЭсК  (входит  в  состав МОЭсК). Далее приведены выдержки из указанного выше стандарта.

3.2.3.  Для  защиты  верхнего  торца  опор  от  биологического  разрушения предприятием-изготовителем  стоек  должны  поставляться  защитные  колпаки  из оцинкованной стали толщиной 0,8–1,0мм или полимерного материала, стойкого к воздействию солнечной радиации. Срок службы колпаков должен равняться сроку службы опор.

3.2.4.  Для  изготовления  стоек  должны  применяться  хвойные  породы древесины: сосна, лиственница. 
3.2.5.  Заготовка  бревен  древесины  должна  производиться,  как  правило,  в декабре–марте  месяцах  и  подвергаться  атмосферной  сушке  в  режиме антисептирования до влажности не более 25%.
3.2.6.  Механическая  обработка  бревен  для  стоек  должна  проводиться  (в основном)  с  помощью  окорочных  станков.  Сверление  отверстий  для  крюков  и болтов  для  сборки  А-образных  и  трехстоечных  опор,  деталей  для МТП  должно производиться до пропитки антисептиками при любой влажности.
3.2.7.  Толщина  снятия  древесины  бревна  для  стоек  при  удалении  луба  не должна  превышать  5мм  (для  сохранения  большей  ширины  заболоневой  части бревна).

 

3.2.8.  Допускается  кривизна  (выпуклость,  стрела  прогиба)  за  пределы размера основного радиуса в данном сечении стойки относительно ее осевой линии не более 8см на отрезке стойки длиной 1м. Количество выпуклостей может быть не более двух на всей длине стойки. 
3.2.9. Стойки для опор ВЛ 0,38кВ и опор ЛС на расстоянии 1,8м от нижнего торца  должны  быть  диаметром  не  более  24см.  Диаметр  верхнего  торца  стойки должен быть не менее 16см.
3.2.10.  Стойки  для  опор  ВЛ  10кВ  на  расстоянии  2,0м  от  нижнего  торца должны  быть  диаметром  не  более  31см.  Диаметр  верхнего  торца  стойки  должен быть не менее 18см.
3.2.11.  Диаметры  отверстий  под  крюки,  строительные  болты  для  А-образных, трехстоечных опор, МТП должны соответствовать их типам (под крюки К-18,  К-22,  болты М20). При  ввертывании  крюков  в  деревянные  стойки  должна образовываться  резьба,  повторяющая  профиль  резьбы  крюков.  Диаметры отверстий  под  крюки  должны  обеспечивать  надежность  их  закрепления  на  весь период  эксплуатации  опоры.  По  заказу  потребителя  отверстия  могут  быть сквозными.
3.2.12. Для  консервирования  должны  применяться  защитные  средства  и  их концентрация,  которые  согласно  требованиям  ГОСТ  20022.0-93  будут обеспечивать средний срок службы опор в условиях XII и XIII классов 45–50лет с учетом климатических зон и структуры грунтов в местах их эксплуатации.
3.2.13.  Для  применения  конкретных  типов  антисептиков  должно  быть разрешение государственной санитарно-эпидемиологической службы РФ.
3.2.14. Независимо от технологии пропитки и типа пропиточного состава на поверхности  стоек  при  их  отгрузке  потребителю  не  должно  быть  остатков пропиточного  состава,  который  может  проникнуть  в  толщу  ткани  спецодежды обслуживающего персонала и нанести  вред  его  здоровью как при монтаже,  так  и при эксплуатации воздушных линий электропередачи.

Металлические  опоры,  ввиду  их  высокой  стоимости,  целесообразно использовать  в  первую  очередь  на  переходах  ВЛ  через  реки,  дороги,  нефте-  и газопроводы и в других ответственных местах.

Самонесущий  изолированный  провод  СИП  уже  достаточно  широко используется  в  поселковых  сетях  0,4  и  6-10кВ  Ненецкого  автономного  округа. Перечень  поселков  и  сельских  поселений,  в  которых  была  осуществлена модернизация  линий  электропередач  с  использованием  указанного  провода, приведен  в  разделе  2  Том  1  концепции.  Поэтому  следует  еще  раз  отметить основные преимущества провода марки СИП:
  Высокая  надежность  линий  электропередач  и,  как  следствие,-бесперебойное обеспечение потребителей электроэнергией.

 

  Сокращение  эксплуатационных  расходов  за  счет  исключения систематической расчистки трасс, замены поврежденных изоляторов.
  Снижение  энергопотерь  в  линии  вследствие  уменьшения  реактивного сопротивления  (0,1Ом/км  по  сравнению  с  0,35Ом/км  для  неизолированных проводов).
  Возможность  совместной  подвески  на  опорах  проводов  с  разным уровнем напряжения и с телефонными линиями.
  Простота монтажа и ремонта, особенно при работах под напряжением.
  Сокращение объемов аварийно-восстановительных работ.
  Отсутствие или незначительное обрастание гололедом и мокрым снегом изолированной поверхности проводов.
  Возможность сооружения ЛЭП без вырубки просек.
  Исключение  возможности  короткого  замыкания  между  фазными проводами  или  на  землю,  а  также  опасности  возникновения  пожаров  в  случае падения проводов на землю.
  Высокая безопасность обслуживания и отсутствие риска поражения при касании  фазных  проводов,  находящихся  под  напряжением,  а  также  безопасность работ вблизи ЛЭП.

Как  известно,  до  90-х  годов  прошлого  века  при  строительстве  кабельных линий  6-10кВ  городских  и  поселковых  сетей  в  основном  использовался  кабель марок: АСБ, СБГ, СБЛ, СБЛг  и  пр.  с  бумажной,  пропитанной маслом  изоляцией (БПИ).

С  появлением  на  рынке  силового  кабеля  с  изоляцией  из  сшитого полиэтилена (СПЭ) наметилась тенденция к постепенной замене кабельных сетей с изоляцией БПИ на сети с кабелями с изоляцией СПЭ.

В  настоящее  время  в  США  и  Канаде  доля  кабелей  с  изоляцией  СПЭ составляет 85%,  в Германии и Дании  - 95%,  а  в Японии, Франции, Финляндии и Швеции  в  распределительных  сетях  среднего  напряжения  используется  только кабель с изоляцией СПЭ.

Основными  преимуществами  использования  кабелей  с  изоляцией  СПЭ являются:
  большая  пропускная  способность  за  счет  увеличения  допустимой температуры нагрева жил: 
  длительной - 90°С вместо 70°С для кабелей с БПИ-изоляцией; 
  при  перегрузке  -  130°С  вместо  80°С  для  кабелей  с  ПВХ-изоляцией  и 105°С для кабелей с БПИ-изоляцией;
  в восемь раз более низкие диэлектрические потери;

 

  более  высокий  ток  термической  стойкости  при  коротком  замыкании (250°С вместо 160°С для кабелей с ПВХ-изоляцией); 
  кабель  с  изоляцией  СПЭ  можно  прокладывать  при  температурах  до  -20°С,  тогда  как  прокладка  кабелей  с  БПИ-изоляцией  без  предварительного подогрева возможна только до 0°С; 
  низкий  вес,  диаметр  и  радиус  изгиба,  что  облегчает  прокладку  на сложных трассах; 
  возможность прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней.

Как  следствие,  кабели  с  изоляцией  СПЭ  более  надежны  в  эксплуатации, требуют  меньших  расходов  на  монтаж,  реконструкцию  и  содержание  кабельных линий. Это подтверждено почти сорокалетним опытом эксплуатации таких кабелей в  большинстве  промышленно  развитых  стран. Например,  по  данным  зарубежных источников, процент электрических пробоев кабелей с изоляцией СПЭ на два-три порядка меньше, чем у кабелей с БПИ.

Вместе с кабелями с изоляцией СПЭ, для повышения надежности кабельных линий,  рекомендуется  применять  концевые  и  соединительные  термоусаживаемые кабельные муфты. Основными преимуществами использовния термоусаживаемых кабельных муфт являются: 
  универсальность муфты - использование одного типоразмера муфты для нескольких типов кабелей и сечений жил;
  высокая  скорость  монтажа  муфты,  а  следовательно,  сокращение эксплуатационных издержек, особенно при ремонтно-восстановительных работах; 
  надежность и долговечность установленной муфты.

Универсальность муфты достигается  за счет четырехкратной усадки трубок и  использования  для  соединения  жил  кабеля  универсальных  винтовых соединителей, что дает возможность значительно снизить складские запасы муфт. Высокая  скорость монтажа обусловлена  простотой процесса  термоусадки и опрессовки муфты в сравнении с монтажом свинцовых кабельных муфт.
Надежность  и  долговечность  установленной  муфты  достигается несколькими параметрами: 
  В  первую  очередь  это  высокие  диэлектрические  свойства термоусаживаемых муфт, обеспечивающих надежную изоляцию жил. 
  Клей,  нанесенный  на  внутреннюю  поверхность  трубок  и  перчаток  при термоусадке  расплавляется  и  обеспечивает  полную  герметизацию  соединения  и отсутствие пустот.
  Достаточно  высокая  скорость  процесса  усадки  муфты  не  дает возможности разрушения изоляции кабеля при монтаже муфты.

 

  Термоусаживаемые  муфты  выше  1кВ  имеют  систему  выравнивания напряженности электрического поля.
  Концевые  термоусаживаемые  муфты  наружной  установки комплектуются трекингостойкими трубками, для предотвращения пробоя изоляции и  противостояния  поверхностным  разрядам  в  самых  сложных  климатических условиях.
  Кабельные  наконечники  и  соединительные  гильзы  имеют  оптимальную форму для соединения и электрического контакта. Срывные болты наконечников и гильз  обеспечивают  оптимальные  усилия  при  опрессовке,  электрическую надежность и механическую прочность контактного соединения.
  Термоусаживаемые  муфты  обладают  высокими  антикоррозийными свойствами, а также стойкостью к воздействию ультрафиолетового излучения.
  После  установки  муфта  сохраняет  гибкость,  что  обеспечивает возможность деформации соединения.
  Заявленный  срок  службы  термоусаживаемых  кабельных  муфт  может составлять от 30 до 50лет.

Основными  преимуществами  использования  сухих  трансформаторов  в сравнении с масляными являются:
  Высокий  уровень  пожаробезопасности,  что  позволяет  размещать, трансформаторные  пункты  максимально  близко  к  потребителям  электроэнергии. Это  в  свою  очередь  значительно  снижает  потери  при  передаче  электроэнергии  в сетях низкого напряжения.
  Экологическая  чистота.  Отсутствие  в  трансформаторе  масла  устраняет угрозу загрязнения окружающей среды при его утечке. 
  Простота  и  безопасность  при  монтаже  и  эксплуатации,  так  как  не требуется  дополнительных  мер  противопожарной  безопасности  в  местах установки.
  Сухие трансформаторы пригодны для условий повышенной влажности и загрязненности, а также для регионов с резко континентальным климатом.
  Минимальные  эксплуатационные  затраты,  так  как  отсутствует необходимость в периодической проверке и замене диэлектрической жидкости.
  Малые  габариты,  что  обеспечивает  возможность  установки трансформатора  большей  мощности  в  существующем  трансформаторном  отсеке при реконструкции. 
  Пониженный уровень шума. 
  Высокая механическая прочность при токах короткого замыкания.

 

  Повышенная  надежность.  Высокая  импульсная  прочность  сухих трансформаторов  увеличивает  срок  их  эксплуатации  и  снижает  вероятность электрического пробоя при импульсных воздействиях напряжения.

Помимо достоинств, сухие трансформаторы имеют и ряд недостатков. К их числу относятся:
  более высокая цена в сравнении с масляными трансформаторами;
  ограничение  по  климатическому  исполнению  (сухие  трансформаторы как  правило  нельзя  размещать  на  открытом  воздухе  без  специальных  кожухов, также они чувствительны к значительному перепаду температур);
  меньшая  перегрузочная  способность  (25%  в  сравнении  с  40%  для масляных трансформаторов).

Однако, в настоящее время выпускаются отечественные и импортные сухие трансформаторы, которые могут работать  в климатических районах,  аналогичных Ненецкому автономному округу. В частности, это отечественные трансформаторы ТСЗПП,  имеющие  категорию  размещения УХЛ1,  а  также  сухие  трансформаторы RESIBLOC производства АВВ.