А.Ю. Слонов – ЗАО «Элтеко Глобал»
А.Л. Степанишев – ООО «Сатурн и К»
А.Ю. Акимов – ООО «Газпром газнадзор»

В г. Геленджике выполнена реконструкция котельной с целью гарантированного энергоснабжения вновь возводимых объектов компании «ИнвестГрупп» – пятизвездочного гостиничного комплекса и элитных апартаментов «Сады морей». Автономная мини-ТЭС обеспечивает объекты заказчика электрической и тепловой энергией при невозможности подключения к городским сетям.

Город Геленджик, где строительство курортных объектов развивается ускоренными темпами, испытывает острый дефицит тепловой и электрической энергии. В сложившейся ситуации невозможно получить технические условия на присоединение возводимых объектов к коммунальным сетям. Застройщики вынуждены искать альтернативные источники энергоснабжения. К таким источникам относятся локальные мини-ТЭС. Они обеспечивают собственные объекты электричеством, теплом, холодом и горячим водоснабжением и позволяют сэкономить средства на оплату энергии по тарифам, в которых 65-70 % составляют расходы на передачу энергии потребителю.
В реализованном проекте мини-ТЭС покрывает тепловые и электрические нагрузки гостиничного комплекса, апартаментов «Сады морей» и потребителей тепловой энергии реконструированной котельной. В состав ТЭС входят:
•    две когенерационные энергоустановки (КГУ) Petra 1250 IGI электрической мощностью по 1145 кВт и тепловой – по 1159 кВт (0,997 Гкал/ч), в т.ч. одна резервная;
•    четыре энергоблока Petra 2400 IGI электрической мощностью по 1989 кВт и тепловой – по 2024 кВт (1,74 Гкал/ч), в т.ч. одна резервная.
В целях обеспечения надежности работы станции предусмотрена дизель-генераторная установка Petra 630 СSB электрической мощностью 532 кВт. ДГУ размещается в существующем здании котельной. Установленная мощность ТЭС составит 10246 кВт электрической энергии и 10414 кВт – тепловой. Расчетная электрическая мощность – 7112 кВт, тепловая – 7231 кВт. При расчетной максимальной электрической нагрузке 4857 кВт максимальная тепловая нагрузка на установки составляет 4938 кВт (4,247 Гкал/ч).
Особенностью работы когенерационных установок является снижение тепловой мощности при снижении электрической нагрузки. Учитывая это, в состав ТЭС включена модульная котельная полной заводской готовности мощностью 6400 кВт (5,504 Гкал/ч) с двумя котлами Vitomax 200 производства Viessman.
Котельная используется как пиковая в зимнее время и в период возможного падения электрической нагрузки.
Дизельный энергоблок предназначен для питания системы охлаждения КГУ при их аварийной остановке, а также для поддержания работы котельной на дизельном топливе в случае прекращения подачи газа. Основным топливом является природный газ, аварийным – дизельное топливо (для работы котельной).
Отвод дымовых газов от газопоршневых установок осуществляется индивидуально через металлические трубы высотой 30 метров. Дымовые газы от ДГУ отводятся через газоход на отметке 2,4 м выше крыши ДЭС.
При проектировании гостиничного комплекса и апартаментов ЗАО «ИнвестГрупп» столкнулось с проблемой их присоединения к городским энергосистемам. Основным поставщиком электроэнергии в городе является ОАО «Геленджикские городские электрические сети», получающее энергию через Кубаньэнерго, а также из других регионов России. Система электроснабжения Геленджика (от пос. Кабардинка до пос. Архипо-Осиповка) осуществляется по высоковольтной линии 110 кВ, присоединенной к энергосистеме Краснодара в районе пос. Джубга. Черноморское побережье является тупиковой зоной, и при повреждении ЛЭП населенные пункты остаются без электроснабжения. Городские электрические сети не имеют резерва пропускной способности и работают на пределе.
Основным поставщиком тепловой энергии в городе является МУП «Тепловые сети». С учетом месторасположения объектов строительства их тепловую нагрузку можно было бы присоединить к котельной № 5. Однако тепловая мощность котельной составляет 38,4 МВт (33 Гкал/ч), существующая присоединенная нагрузка – 34,9 МВт (30 Гкал/ч). Очевидно, что котельная работает на пределе своей мощности. Увеличение ее тепловой мощности невозможно по причине недостаточной пропускной способности сетей газоснабжения.
В 2008 г. при разработке бизнес-плана строительства ТЭС анализ тарифов на электроэнергию за 2007 г. показал, что при средней стоимости приобретения электрической энергии на оптовом рынке 0,654 р./кВт·ч, услуги по ее передаче через три системы, включая сбытовую наценку, составили 1,526 р./кВт·ч. Общий тариф для прочих потребителей, включая курортный комплекс, в 2007 г. составлял 2,18 р./кВт·ч.
Разработка бизнес-плана, предпроектная подготовка и функции технического заказчика по проектированию, строительству и вводу в эксплуатацию мини-ТЭС были поручены компании «Сатурн и К» (г. Краснодар).
Строительство ТЭС осуществлялось в рамках реконструкции котельной, работавшей более 30 лет и негативно влияющей на окружающую среду. Дальнейшая эксплуатация котельной была небезопасна.
Для более эффективного использования тепловой мощности мини-ТЭС и с учетом уровня эксплуатационных услуг, в гостиничном комплексе установлены абсорбционные машины, т.е. применяется тригенерация.
Учитывая сезонность эксплуатации объектов и минимальные значения пиковых нагрузок в зимний период, проектом мини-ТЭС предусмотрено возможное падение электрической нагрузки до 20% от максимальной. Таким образом, возможная расчетная минимальная нагрузка в зимний период составила 1447,25 кВт·ч. С учетом резервной мощности, необходимой для проведения текущих и капитальных ремонтов, а также коэффициента загрузки оборудования, электрическая мощность мини-ТЭС определена в 10 МВт.
Система газоснабжения города не способна была обеспечить необходимое количество газа, а также требуемое давление для работы оборудования. В результате станция подключена к магистральному газопроводу. Затраты на проектирование и строительство газопровода длиной 8,5 км составили около 150 млн рублей, что на 25% увеличило стоимость проекта.
Процедура получения разрешения на использование природного газа затянулась на год. Выполнение технических условий на газификацию мини-ТЭС позволяло подавать газ давлением до 0,3 МПа. При таком уровне давления вариант применения газотурбинных установок не рассматривался, так как на существующей территории не было соответствующей нормативам площадки для размещения компрессорной станции топливного газа.
На стадии разработки бизнес-плана было решено применить газопоршневые машины. В результате анализа коммерческих предложений по категории «цена-качество» предпочтение отдано компании Elteco a. s.
Учитывая требования электропотребляемого оборудования и системы диспетчерского управления гостиничного комплекса к качеству электроэнергии, напряжение на генераторах установок выбрано 10,5 кВ. Это ограничило возможность работы ТЭС параллельно с сетью, имеющей напряжение 6,3 кВ.
Систему расчета тарифов на поставку электрической энергии определяет такой термин, как «опосредованное присоединение к системам электроснабжения». Какую бы мощность ни передавали в сеть, тариф на передачу электроэнергии применяется на полную мощность ТЭС, что существенно повышает себестоимость производимой электроэнергии. Поэтому электростанция работает в островном режиме.
Восполнение тепловой мощности при максимальном падении электрических нагрузок осуществляется пиковой котельной мощностью 6,4 МВт.
Требования по сжатым срокам строительства были выполнены в результате поставки оборудования в контейнерном исполнении и модульной котельной полной заводской готовности. Такое решение позволило сократить сроки строительства до шести месяцев. Кроме того, применение оборудования в контейнерном и модульном вариантах и работающего в автоматическом режиме не позволяет инспектирующим организациям вмешиваться в производственный процесс .
В результате расчета экономической эффективности проекта реализован вариант, при котором достигается достаточно малый срок окупаемости – 5,2 года с начала операционной деятельности. Чистый доход за период эксплуатации ТЭС (23 года) составит 4350,4 млн рублей (или 958,7 млн р. при d=10%), т.е. 435% чистой прибыли с амортизацией на инвестиционный капитал.
Стабильная система финансирования проекта, высокие организационные способности и административный потенциал инвестора – «ИнвестГрупп» позволили реализовать проект в течение двух лет с начала предпроектной подготовки. Проектирование мини-ТЭС осуществляла фирма «Газнадзор» (г. Ярославль).
Тепловой схемой котельной предусмотрено производство горячей воды температурой 95/70°С, с ограничением более низкой температуры воды в системах горячего водоснабжения. Система теплоснабжения – закрытая, двухтрубная. Обратная сетевая вода от потребителей идет в систему охлаждения КГУ, нагревается на 20°С (максимально до 90°С). Тепловой
схемой предусматривается последовательное подключение двух водогрейных котлов для подогрева сетевой воды. Расход воды через КГУ является постоянным, а количество включенных в работу установок может изменяться в зависимости от потребности в электроэнергии.
Система теплообмена КГУ создана тремя взаиморазделенными контурами. Первичный контур является замкнутым – в нем передается тепло смазочного масла и тепло охлаждающей жидкости двигателя во вторичный контур. Теплоноситель – раствор гликоля.
Контур промежуточного охлаждения также замкнут в рамках КГУ. Тепло от первичного контура передается с помощью охладителя промежуточного охлаждения в атмосферу. Во вторичный контур подается теплофикационная вода, которая нагревается, проходя через теплообменники «гликоль-вода» и «продукты сгорания/вода».
Температура воды на входе в тепловой модуль не превышает 70°С, минимальная температура – 40°С. Если со стороны потребителей не будет обеспечен отбор тепла, оно будет удалено в атмосферу с помощью вентиляторных градирен, установленных на крыше контейнеров.
Вода во вторичном контуре циркулирует за счет насоса контура. Резерв давления насоса составляет 40 кПа. Подпитка осуществляется умягченной водой в котельной. Для компенсации расширения воды вторичного контура при повышении или понижении ее температуры, в котельной установлен мембранный расширительный бак.
Прием электроэнергии от генераторных установок и распределение ее потребителям осуществляется распредустройством 10,5 кВ. Оно разделено на две секции шин, соединенных между собой секционным выключателем. На первую секцию шин подключаются КГУ №1 (Petra 1250), №3 и №4 (Petra 2400), трансформатор собственных нужд Т1 (630 кВА) и две кабельные линии (гостиничный комплекс); на вторую секцию – КГУ №2 (Petra 1250), №5 и №6 (Petra 2400), трансформатор Т2 и две кабельные линии. В нормальном режиме работы секционный выключатель замкнут – все КГУ работают на одну общую шину. Секционный выключатель предусмотрен только для аварийных ситуаций, когда необходимо отключить часть оборудования.
Распредустройство 10,5 кВ выполнено на основе комплектующих фирмы АВВ. Трансформаторы собственных нужд находятся в существующем здании дизель-генераторной установки.
КГУ укомплектованы системой автоматики и управления на основе мультипроцессорного контроллера, обеспечивающего требуемый режим эксплуатации, мониторинг и защиту установки. Энергоблок стартует и отключается вручную и автоматически. Управление производится с распределительного устройства RKJ компании Elteco. Коммерческий учет газа, потребляемого мини-ТЭС и котельной, осуществляется с помощью измерительного комплекса СГ-ЭКВз-Т1-0.5-1000/1.6 с электронным корректором газа.
Проект мини-ТЭС прошел экологическую экспертизу, а также экспертизу промышленной безопасности и получил положительное заключение Северо-Кавказского управления по экологическому, технологическому и атомному надзору.
В октябре текущего года электростанция прошла комплексные 72-часовые испытания и принята в эксплуатацию. Реализация проекта позволила обеспечить гарантированное энергоснабжение объектов заказчика и потребителей тепловой энергии при невозможности подключения к городским сетям.
Автономная мини-ТЭС является рентабельным проектом с гарантированным возвратом инвестиций и достаточно коротким сроком окупаемости, что делает ее привлекательной для заказчика.