Собственная генерация для тепличных комплексов

Ориентир стоимости объекта (Pэл = 10 МВт): 9-10 млн евро

10% - инжиниринг (вкл. предпроект, проектирование, функции технического заказчика)

55-57% - основное оборудование (КГУ, котлы, очистка выхлопа, ДГУ)

16-20% - вспомогательное оборудование (ТХ, ЭС, ОВ, ВК, СС, ГСВ, ДТ)

5-6% - общестроительные работы (КЖ, КМ, АР)

5-7% - монтаж и материалы (ТХ, ЭС, ОВ, ВК, СС, ГСВ, ДТ)

5-8% - автоматизация

2-4% - пусковая наладка и сдача в эксплуатацию

Окупаемость в пределах 5,0 лет достигается при следующих условиях:

1. тариф на электроэнергию на уровне напряжения СН2-НН (>4,0 руб./кВт*ч);
2. высокая стоимость технологического присоединения к электросетям;
3. получение субсидий на строительство теплиц с Энергоцентром;
4. продолжительный сезон досветки (северные регионы страны).

Для крупных объектов целесообразно рассмотреть альтернативный вариант электроснабжения - строительство собственной высоковольтной подстанции и присоединение к сетям ФСК ЕЭС.

Коэффициент использования мощности: 20-30%.

До 90% максимальной мощности объекта – досветка.

С мая по сентябрь досветка практически не используется.

С октября по апрель досветка осуществляется от 3 до 19 часов в зависимости от региона (световая зона и ФАР).

В отопительный сезон тепло используется полностью за счет баков-аккумуляторов тепла (избыточное тепло от КГУ, выработанное в период досветки, используется в остальное время).

Отходящие газы КГУ очищаются от окислов азота и охлаждаются. Полученный углекислый газ (CO2) направляется на подкормку растений в теплицах.

В летнее время КГУ практически не работают, поэтому вторичное тепло отсутствует. При отсутствии нагрузки КГУ, углекислый газ получается с водогрейных котлов или регазификацией привозной сжиженной углекислоты.

Ключевые риски тепличного комплекса – повреждение тепличных конструкций и гибель урожая. Эти события возможны при прекращении теплоснабжения в зимнее время (конструкции разрушаются от снеговой нагрузки при останове системы снеготаяния, урожай погибает при выходе параметров климата за пределы критического уровня).

Для предотвращения рисков предусматривается:

1. резервное электроснабжение (дизель-генераторная установка) для питания собственных нужд котельной, системы теплоснабжения и вспомогательных производственных нужд;
2. аварийное топливо для нужд ДГУ и котлов, которые оснащаются двухтопливными горелками (газ/дизельное топливо).

Сетевая электроэнергия для районов, удаленных от узловых подстанций, может иметь низкое качество (низкое напряжение кратно снижает эффективность светильников досветки). В этом случае, рекомендуется работа Энергоцентра в автономном режиме (для максимальной эффективности досветки). В случае островной работы целесообразно реализовать схему перевода питания собственных нужд Энергоцентра с Сети на собственную генерацию (чтобы не платить за электроэнергию при недогруженном Энергоцентре).

Если параметры электроэнергии в сети соответствуют ГОСТ, имеет смысл организовать параллельную работу собственной генерации с внешней Сетью.

Энергоцентр необходимо построить качественно и бюджетно.

Для этого нужно:

Распространенная практика передачи проекта Энергоцентра в руки поставщика тепличной технологии приводит эффекту, обратному ожиданиям: вместо экономии и единого центра ответственности получаем дорогой проект, в котором присутствует масса недоработок, в том числе противоречащих требованиям и рекомендациям российской нормативно-технической документации.

Причина в том, что иностранный генподрядчик привлекает на субподряд нескольких российских подрядчиков и «ужимает» их по деньгам. Кроме того, иностранный генподрядчик максимально защищает себя техническими приложениями к договору, с чем неопытный Заказчик поспорить не в силах. В дополнение, Заказчик «подсаживается» на поддержку поставщика по причине отсутствия полноценной документации.

1. Завышенная мощность генерирующего оборудования (по результатам расчетов может оказаться, что оптимально покрывать собственной генерацией только часть нагрузок теплицы, остальное – из Сети).
2. Контейнерное исполнение КГУ без детального сравнения с вариантом единого быстровозводимого здания. Этот анализ нельзя заказывать заинтересованной стороне (например, поставщику контейнерных установок).
3. Питание собственных нужд Энергоцентра от внешней Сети. Значительные затраты на закупку электроэнергии при недогруженной собственной генерации.
4. Низкое качество очистки отходящих газов ГПУ. Приводит к работе котлов для выработки «чистого» углекислого газа при одновременном сбросе отходящих газов ГПУ в атмосферу.
5. Отсутствие единой системы автоматизации Энергоцентра. Приводит к возникновению множества «белых пятен» и, в конечном итоге, большему количеству аварий и длительному времени их устранения.

Энергоцентр ООО «Агро-Инвест»

Мини-ТЭЦ ООО «Теплицы Раменские»

Присоединение к сетям ФСК ЕЭС ООО «Гринхаус»