Оставить заявку
Оставьте контакты — уточним задачу и подготовим предложение.
Мобильные и контейнерные ЦОД
Считаем запас топлива на требуемое время автономии, выбираем схему хранения и проектируем резервуар, топливоподачу, контроль утечек и размещение на площадке — с расчётом категории и исходными данными по промышленной безопасности
О направлении
Автономность ЦОД измеряется не мощностью генератора, а часами на собственном топливе.
ООО «Сибресурс» проектирует топливохранилища и топливное хозяйство дизель-генераторных установок (ДГУ) для мобильных и контейнерных ЦОД. Мощность генератора отвечает на вопрос, какую нагрузку он примет. Сколько часов объект продержится без сети, решают запас топлива и то, как оно хранится и подаётся к агрегату. Мы считаем требуемую автономность от нагрузки ЦОД, режима работы ДГУ и периодичности подвоза, выбираем схему хранения — от расходной ёмкости в контейнере установки до отдельно стоящего резервуара запаса, — проектируем обвязку и топливоподачу, контроль уровня и утечек, подогрев на холодный период, площадку слива и размещение резервуара на площадке. Категорию по взрывопожарной и пожарной опасности определяем расчётом по СП 12.13130.2009, готовим исходные данные для квалификации объекта по промышленной безопасности. Все решения принимаем на цифрах конкретной площадки, а не по типовому объёму бака из каталога. Стадийность — по ГОСТ Р 58811-2020. В основе — многолетний опыт нашей команды, полученный на крупных промышленных проектах. Офис в Москве, работаем по всей России с выездом на объект.
Объём хранения выводим из нагрузки ЦОД, расхода ДГУ на расчётной загрузке, режима работы и реальной периодичности подвоза с учётом дорог и сезона. Заниженный запас означает, что ЦОД остановится раньше, чем приедет топливозаправщик. Завышенный — лишний резервуар, больше площадь под него и топливо, которое годами стоит без оборота. Требуемое время автономии фиксируем в задании и согласовываем с вами до выбора оборудования.
Объём и конфигурация хранения определяют расчётную категорию по взрывопожарной и пожарной опасности, исходные данные для квалификации по промышленной безопасности и для оценки необходимости плана ЛАРН. Мы разбираем эти вопросы на стадии концепции, пока схему хранения ещё можно поменять без переделки документации. Состав процедур не всплывает после монтажа резервуара, когда часть решений уже выполнена в металле и бетоне.
Резерв, который не принимает нагрузку зимой, резервом не является. Марку топлива назначаем по климатическим данным района размещения, закладываем подогрев резервуара, фильтров и трубопроводов, теплоизоляцию и контроль температуры топлива. Решения увязываем с исполнением резервуара — на открытой площадке, в укрытии или под землёй — и с тем, сколько топливо хранится без расхода.
Уровнемеры, сигнализацию предельных уровней, защиту от перелива при сливе и датчики утечки выводим в систему мониторинга ЦОД вместе с остальными инженерными системами. Дежурная смена видит остаток топлива, пересчитанный в часы автономной работы, объём принятого топлива и аварийные события. Пролив, замеченный вовремя, — это замена уплотнения, а не зачистка грунта и объяснения с надзорным органом.
Считаем потребление ДГУ по графику нагрузки ЦОД, а не по номинальной мощности агрегата. Учитываем режим работы: резервный источник, который включается при отключении сети, или основной — при дефиците сетевой мощности, когда генерация работает постоянно. Закладываем расход на регламентные пробные пуски, мёртвый остаток, который насос не забирает, и периодичность подвоза с учётом удалённости площадки и сезонных ограничений на дорогах. Результат — требуемый объём хранения и его распределение между расходной ёмкостью и резервуаром запаса.
Выбираем между расходной ёмкостью в раме или контейнере ДГУ, отдельно стоящим резервуаром запаса и их сочетанием. Для резервуара определяем исполнение — наземное или подземное, одностенное или двустенное с контролем межстенного пространства — по объёму хранения, стеснённости площадки, уровню грунтовых вод, климату, требованиям к контролю утечек и удобству обслуживания. Вместимость расходной ёмкости, которую допустимо держать в помещении, ограничена: СП 4.13130.2013 распространяет на генераторные требования, установленные для котельных на соответствующем топливе (п. 5.1.5), и предел зависит от того, отдельно стоящее это помещение или встроенное и пристроенное. Остальной запас выносится в отдельный резервуар, а он проектируется по СП 155.13130.2014. Предельный объём под вашу компоновку определяем по действующей редакции сводов — универсальной цифры здесь нет. Каждый вариант оцениваем вместе с его последствиями для категорирования, размещения и исходных данных по промышленной безопасности.
Насосная группа перекачки с резервным насосом и ручной подкачкой, фильтры грубой и тонкой очистки с водоотделением, запорная и отсечная арматура, трубопроводы подачи топлива к ДГУ и обратки в резервуар. Автоматика подкачки поддерживает уровень в расходной ёмкости: включает насос по нижнему уровню, отключает по верхнему, защищает от перелива и сухого хода. Трубопроводы рассчитываем гидравлически, предусматриваем компенсацию температурных деформаций, дренаж и точки отбора проб топлива.
Уровнемеры в резервуаре и расходной ёмкости, сигнализация предельных уровней, защита от перелива при приёме топлива, датчики утечки в межстенном пространстве, поддоне и приямках. Сигналы выводим в систему мониторинга и диспетчеризации объекта: остаток топлива и расчётное время автономной работы, состояние насосов, положение отсечной арматуры, аварийные события. Отдельно предусматриваем учёт принятого и израсходованного топлива — он нужен и для контроля поставок, и для планирования подвоза.
Марку дизельного топлива — летнюю, межсезонную, зимнюю или арктическую — назначаем по климатическим данным района размещения с учётом требований изготовителя ДГУ. Закладываем подогрев резервуара, электрообогрев и теплоизоляцию трубопроводов, фильтров и арматуры, контроль температуры топлива. Учитываем, что резервное топливо может месяцами стоять без расхода: предусматриваем отвод подтоварной воды и отстоя и возможность циркуляционной фильтрации, чтобы к моменту пуска топливо не забило фильтры.
Проектируем площадку слива с подъездом и разворотом топливозаправщика, поддон или обвалование, защиту от проливов при приёме топлива и отвод загрязнённых стоков с площадки резервуара. Расстояния от резервуара до модуля ЦОД, энергоцентра и соседних объектов определяем расчётом для конкретной площадки, а не берём из типового решения: требования к складам нефти и нефтепродуктов установлены СП 155.13130.2014, противопожарные расстояния между зданиями и сооружениями — СП 4.13130.2013. Результат зависит от объёма и исполнения хранения, принятых мероприятий и фактической геометрии, полученной 3D-сканированием. Категорию помещения или наружной установки по взрывопожарной и пожарной опасности определяем расчётом по СП 12.13130.2009, а не назначаем по аналогии с похожим объектом.
График нагрузки и расход ДГУ по режимам, требуемое время автономной работы, периодичность подвоза, объём хранения и его распределение между расходной ёмкостью и резервуаром запаса (.xlsx, .pdf).
2–3 варианта исполнения и размещения резервуара с оценкой капитальных затрат, занимаемой площади, работы в холодный период и последствий для категорирования и квалификации объекта (.docx, .pdf).
Технологическая схема, резервуар и основание, поддон или обвалование, площадка слива, трубопроводы подачи и обратки, насосная группа и арматура, обогрев и теплоизоляция (.dwg, .pdf).
Схемы автоматизации подкачки, размещение уровнемеров и датчиков утечки, перечень сигналов для системы мониторинга и диспетчеризации объекта (.dwg, .pdf, .xlsx).
Категория помещения или наружной установки, определённая расчётом по СП 12.13130.2009, с исходными данными и принятыми допущениями (.docx, .pdf).
Объём и конфигурация хранения для квалификации объекта и оценки необходимости плана ЛАРН; спецификации оборудования и ведомости объёмов работ для закупки (.docx, .xlsx, .pdf).
В таблице 2 приложения 2 к Федеральному закону № 116-ФЗ горючие жидкости проходят двумя строками: «на товарно-сырьевых складах и базах» с порогом отнесения к опасным производственным объектам от 1000 т и «используемые в технологическом процессе» — от 1 т. Топливо ДГУ мы квалифицируем по строке складов по аналогии с разъяснением Ростехнадзора от 10.04.2023 № 14-00-09/752, где по случаю топлива для горелок котлов указано, что сжигание топлива как энергоносителя не является целенаправленным изменением его свойств и не относится к технологическому процессу; прямого разъяснения именно по ДГУ нет, поэтому итог подтверждаем расчётом для конкретной конфигурации.
Отдельный вопрос — план предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов (план ЛАРН). По постановлению Правительства РФ от 31.12.2020 № 2451 для объектов на сухопутной части территории России он требуется при максимальном расчётном объёме разлива нефтепродуктов 3 т и более — это расчётный объём возможного разлива, а не количество топлива, которое хранится на площадке. Мы определяем необходимость плана, обеспечиваем его разработку, выпускаем раздел проекта по топливному хозяйству и сопровождаем дальнейшие процедуры. Подробный разбор — на странице ОПО и план ЛАРН для ДГУ дата-центра.
Собрали проектные вопросы, которые возникают при выборе схемы хранения топлива. Регистрация ОПО и план ЛАРН разобраны на странице ОПО и план ЛАРН для ДГУ дата-центра, энергоцентр в целом — на странице Площадка, энергоцентр и разрешительная документация.
Запас определяется расчётом, а не выбирается из ряда типовых объёмов. Исходные величины — требуемое время автономной работы, зафиксированное в задании, график нагрузки ЦОД, расход ДГУ на расчётной загрузке и режим работы установки. Решающим часто становится подвоз: сколько времени реально займёт доставка топлива на площадку в худший сезон. К этому добавляем расход на регламентные пробные пуски и мёртвый остаток, который насос не забирает. Если генерация работает как основной источник, запас считается уже не на время отключения сети, а на период между плановыми завозами.
Наземный резервуар проще осматривать и обслуживать, он не требует земляных работ, но сильнее зависит от температуры наружного воздуха и занимает площадку вместе с поддоном или обвалованием. Подземный меньше подвержен суточным и сезонным перепадам температуры и освобождает поверхность, но требует защиты от коррозии и грунтовых вод, контроля утечек в грунт и сложнее в ремонте. Выбор делаем по конкретной площадке: уровень грунтовых вод, стеснённость, климат, объём хранения и требования к контролю утечек. Варианты сравниваем на этапе концепции, до выпуска документации.
Двустенное исполнение с контролем межстенного пространства позволяет обнаружить нарушение герметичности внутренней стенки до того, как топливо окажется снаружи. Это особенно ценно для подземного резервуара, который нельзя осмотреть, и для стеснённых площадок, где пролив сложно локализовать. Цена решения — более дорогой резервуар и дополнительная система контроля. Нужно ли оно на вашей площадке и как сочетается с решениями по поддону или обвалованию, определяем при выборе схемы хранения и фиксируем обоснование в проекте. На порог плана ЛАРН двустенное исполнение не влияет: расчётный объём разлива для резервуара принимается равным 100 % объёма одной наибольшей ёмкости.
Решение складывается из трёх частей. Первая — марка топлива, соответствующая климату района: летнее топливо на морозе теряет текучесть и забивает фильтры. Вторая — подогрев: обогрев резервуара, трубопроводов, фильтров и арматуры, теплоизоляция и контроль температуры топлива с выводом сигнала в систему мониторинга. Третья — состояние топлива при длительном хранении: вода и отстой в резервуаре на холоде дают лёд и осадок, поэтому закладываем отвод подтоварной воды и возможность циркуляционной фильтрации. Всё это проектируется вместе, а не добавляется после первой зимы.
Расстояние между резервуаром, модулем ЦОД, энергоцентром и соседними объектами — проектная величина, которую определяем для конкретной площадки, а не переносим из типового решения: требования к складам нефти и нефтепродуктов, включая обвалование и ограждающие стенки резервуаров, установлены СП 155.13130.2014, противопожарные расстояния между зданиями и сооружениями площадки — СП 4.13130.2013. На неё влияют объём и исполнение хранения, расчётная категория, принятые мероприятия по защите от проливов и пожарной защите, подъезд топливозаправщика и проезды пожарной техники. На стеснённых площадках расстановку проверяем по фактической геометрии, полученной 3D-сканированием, и сравниваем варианты размещения. Если площадка не позволяет разместить резервуар нужного объёма, это становится видно на этапе концепции, пока резервуар ещё не заказан.
Категорию помещения или наружной установки определяем расчётом по СП 12.13130.2009, а не назначаем по аналогии с похожим объектом. В расчёт идут количество и характеристики топлива, условия возможного пролива, геометрия помещения и другие исходные данные конкретной конфигурации. Поэтому однотипные установки с разными расходными ёмкостями и разной компоновкой контейнера могут получить разные категории. От результата зависят последующие решения по пожарной защите и размещению, поэтому категорирование выполняем до выпуска рабочей документации.
Энергоцентр целиком: посадка модуля, мощность и компоновка ДГУ, инженерные сети площадки и разрешительная часть.
Надзорная сторона топливного хозяйства: квалификация объекта по 116-ФЗ и необходимость плана ЛАРН.
Баланс сетевой мощности и собственной генерации — от него зависят режим работы ДГУ и требуемый запас топлива.
Фактическая геометрия площадки для размещения резервуара, площадки слива и проездов топливозаправщика.
Член СРО проектировщиков.
Разрабатываем проектную и рабочую документацию на топливное хозяйство ДГУ и энергоцентры мобильных и контейнерных ЦОД.
Офис в Москве, работаем по всей России
