BIM. Инжиниринг объектов
капитального строительства

Собственная генерация для индустриальных парков

Собственная генерация для индустриальных парков является интересной идеей по следующим причинам:

  • экономия на эффекте масштаба (чем больше мощность, тем меньше удельная стоимость оборудования);
  • с ростом мощности генерирующего оборудования растет КПД оборудования;
  • большое количество резидентов парка дают возможность «пристроить» все вторичные энергоресурсы;
  • удельная стоимость эксплуатации падает при увеличении установленной мощности и коэффициента загрузки оборудования.

Вместе с тем, необходимо отметить, что действующая в России нормативно-правовая база создает проблемы для схем продажи электроэнергии собственной генерации сторонним потребителям – законодательство требует на каждый проданный киловатт-час прибавлять стоимость услуг по передаче электроэнергии и переводить полученные средства сетевой организации. Этот принцип называется «котловым методом формирования стоимости услуг по передаче электроэнергии».

Условно, передавая произведенную в своем Энергоцентре электроэнергию по своим же сетям, организация должна оплатить 1,5-2,0 руб./кВт*ч сетевой организации. Которая, в свою очередь, учитывая эти платежи, в следующем году снизит тариф для всех потребителей региона на 0,01 руб./кВт*ч.

Понятно, что применение данного принципа «убивает» смысл собственной генерации индустриального парка. Поэтому, чтобы обойти данное ограничение, требуется организация «юридической схематики».

Краткая информация о собственной генерации индустриальных парков

Примерная стоимость Энергоцентра

Ориентир стоимости объекта (Pэл = 10 МВт): 10-12 млн евро

8-9% - инжиниринг (вкл. предпроект, проектирование, функции технического заказчика)

51-57% - основное оборудование (КГУ, котлы, ДГУ)

15-18% - вспомогательное оборудование (ТХ, ЭС, ОВ, ВК, СС, ГСВ, ДТ)

5-7% - общестроительные работы (КЖ, КМ, АР)

6-9% - монтаж и материалы (ТХ, ЭС, ОВ, ВК, СС, ГСВ, ДТ)

5-6% - автоматизация

3-4% - пусковая наладка и сдача в эксплуатацию

Сроки реализации Общая длительность проекта: 12-24 месяца
Условия окупаемости проекта

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

  • тариф на электроэнергию на уровне напряжения СН2-НН (>4,0 руб./кВт*ч);
  • высокая стоимость технологического присоединения к электросетям;
  • высокий коэффициент использования вторичных энергоресурсов КГУ.
Электрические нагрузки

Коэффициент использования мощности: 70-90%.

Мощность должна подбираться для постоянной загрузки генерации со снижением мощности при сервисном обслуживании.

Дефицит мощности покрывать за счет внешней Сети.

Энергоцентр должен рассматриваться как единственный источник только при отсутствии адекватной возможности технологического присоединения к электрическим сетям (сроки, стоимость).

Использование вторичных энергоресурсов когенерационных установок (КГУ)

Вторичные энергоресурсы генераторных установок используются в технологических процессах и теплоснабжении резидентов парка.

Горячие отходящие газы газопоршневых установок используются для производства пара, кроме того производится тепловая энергия в виде горячей воды.

На некоторых предприятиях в технологическом процессе используется углекислый газ, для получения которого горячие отходящие газы ГПУ необходимо очистить от окислов азота и охладить.

Холод (7°С) может использоваться для кондиционирования или в технологических процессах.

Надежность энергоснабжения и качество электроэнергии

Надежность электроснабжения обеспечивается:

  • качеством проектирования, монтажа и наладки системы;
  • специальными проектными решениями по резервированию ответственных агрегатов и возможностью изолирования проблемных мест без остановки технологического процесса;
  • параллельной работой Энергоцентра с Сетью

При параллельной работе с Сетью, останов генерации не приведет к перебою электроснабжения.

Без параллельной работы с Сетью, возможны периодические отключения по аварии в Энергоцентре. Необходимо реализовывать сложную систему управления нагрузками, чтобы нагрузки низкого приоритета отключались до аварийного останова генерации по перегрузке.

Требования к подрядчикам

Непрерывный технологический процесс производств резидентов Парка налагает особые обязательства к надежности работы Энергоцентра. В частности, резервируются насосные агрегаты, предусматриваются обходные линии, создаются аккумулирующие баки подготовленной воды (при производстве пара), используется сверхнадежная промышленная автоматизация.

Вместе с тем, необходимо ограничить затраты на строительство Энергоцентра.

Для этого нужно:

  1. Выполнить качественное проектирование. Проектная организация должна специализироваться на объектах собственной генерации.

  2. Проект должен выполняться в трехмерном виде (3D) для формирования оптимальных объемно-планировочных решений и минимизации проблем при строительно-монтажных работах.

  3. Все оборудование сгруппировать в несколько удобных лотов и провести конкурсы. Если имеется российский качественный аналог, использовать его. Например, электроустановки или вентоборудование.

  4. Проектировщик должен контролировать всю «вертикаль проекта»: строительно-монтажные работы, пусконаладку и эксплуатацию Энергоцентра. В этом случае работает принцип «ответственности за проектирование».

  5. Разработать отдельную систему автоматизации Энергоцентра (включая ГПУ, котлы, электроустановки, вентиляцию и т.д.). Климатический компьютер теплиц с этой функцией не справляется.

  6. Разработать полноценную техническую документацию (исполнительную, приемо-сдаточную, эксплуатационную и т.д.). Обучить оперативный персонал с прохождением контрольного тестирования.

Распространенные ошибки Все потенциальные ошибки обусловлены низкой квалификацией исполнителей или недостаточным вниманием к проекту Заказчика и исполнителей:
  1. Завышенная мощность генерирующего оборудования (мощность необходимо выбирать по принципу максимальной загрузки).
  2. Неполное использование потенциала вторичных энергоресурсов когенерационных установок.
  3. Отсутствие условий для максимальной оперативности выполнения сервисных и ремонтных работ (удобные площадки и механизмы, отключающая арматура, резервные агрегаты и байпасы, место для выполнения сервисных мероприятий и т.д.).
  4. Отсутствие единой системы диспетчеризации, включающей и генерирующее оборудование, и электроустановки, и вспомогательное оборудование. В эту же систему диспетчеризации целесообразно включить все внешние электроустановки, ВЗУ, очистные сооружения Парка.
Эксплуатация Энергоцентра

Рекомендуется формирование отдельной службы, отвечающей за Энергоцентр, электроустановки и вспомогательное инженерное оборудование (насосы, арматура, датчики и т.д.) всего тепличного комплекса.

Диспетчерский контроль выполняется из Энергоцентра. Возможна организация дополнительного места оператора рядом с основным климатическим компьютером (для выполнения функций оператора Энергоцентра в ночное время).

При необходимости, имеет смысл привлекать внешних специалистов по шеф-эксплуатации собственной генерации.

Описание услуги «шеф-эксплуатации»

Для повышения прозрачности производства и потребления энергоресурсов, рекомендуется создание автоматизированной системы учета энергоресурсов.

Описание АСТУЭ

Примеры объектов

Индустриальный парк «Ворсино»

ОЭЗ ТРТ «Алтайская Долина»

АСТУЭ позволяет:

  1. Получать детальную информацию по типам энергоресурсов (электроэнергия, газ, тепло, холод, вода и канализация).

  2. Получать данные и анализировать расходы энергоресурсов по отдельным зданиям и помещениям.

  3. Обоснованно заниматься снижением тарифной нагрузки.

  4. Находить оптимальный баланс по производству / покупке электроэнергии.

  5. Получать данные для поддержания максимальной топливной эффективности Энергоцентра.

  6. Контролировать эффективность энергосберегающих мероприятий.