СУГ как переходное топливо и подготовка комплекса к природному газу
Газопровод, проходящий рядом с участком, сам по себе еще не означает, что комплекс обеспечен природным газом. До получения технических условий неизвестны доступная мощность, давление, сроки подключения, стоимость строительства ответвления и возможные ограничения потребления. Поэтому откладывать ввод санатория до появления сетевого газа рискованно. Практическое решение состоит в запуске энергоцентра на сжиженном углеводородном газе, или СУГ, с последующим переходом на природный газ.
Главная задача заключается не просто в установке газгольдеров. Необходимо с самого начала приобрести оборудование и спроектировать внутренние сети так, чтобы после подключения природного газа сохранить котлы, системы утилизации тепла, электрические распределительные устройства, автоматику и основную часть газопоршневых установок. В идеальном варианте меняются источник топлива, настройки горелок и отдельные элементы газовой арматуры, но не перестраивается весь энергоцентр.
Такая возможность должна быть подтверждена производителями оборудования до заключения контрактов. Газопоршневая установка, рассчитанная на природный газ, не становится автоматически пригодной для СУГ.
Эти виды топлива отличаются теплотворной способностью, плотностью, детонационной стойкостью и требованиями к смесеобразованию. Для перехода могут потребоваться другие регуляторы, форсунки, газовые рампы, настройки системы зажигания и программное обеспечение управления двигателем.
Поэтому в техническом задании следует прямо указать работу на двух видах топлива либо возможность сертифицированной заводской конвертации. Поставщик должен письменно подтвердить мощность установки на каждом топливе, расход газа, допустимый состав СУГ, межсервисные интервалы, параметры выбросов и перечень деталей, заменяемых при переходе. Рассматриваемую установку класса около 250 киловатт нельзя признавать пригодной для двух видов газа только по ее номинальной мощности. Требуется официальное подтверждение производителя применительно к выбранной модификации двигателя.
Для котельной задача обычно решается проще. Корпус котла и теплообменник можно сохранить, если горелочное устройство рассчитано на перенастройку или замену топливного комплекта. Но и здесь переход должен быть предусмотрен проектом заранее. Если сначала установить оборудование только под СУГ, а затем отдельно проектировать природный газ, экономия от поэтапного развития будет частично потеряна.
СУГ хранится в резервуарах в жидком состоянии, а котлы и газопоршневые двигатели обычно потребляют подготовленную газовую фазу. При небольшом расходе испарение может происходить непосредственно в резервуаре. Для гостиничного комплекса с котельной и собственной генерацией естественного испарения недостаточно, особенно зимой. Чем ниже температура и уровень топлива в резервуаре, тем меньше его способность выдавать газовую фазу. При интенсивном отборе резервуар охлаждается, давление падает, а на поверхности может появляться иней.
Поэтому между резервуарами и потребителями устанавливается испарительная система. Она получает СУГ в жидком состоянии, переводит его в газовую фазу, стабилизирует давление и передает топливо в распределительный газопровод. Российский СП 62.13330 предусматривает включение испарительных установок, если производительности резервуарной системы недостаточно, а также устанавливает требования к составу, размещению и безопасности объектов СУГ. СП 62.13330 «Газораспределительные системы (https://docs.cntd.ru/document/1200084535)».
Для первой очереди предварительно рассматривается один рабочий и один резервный испаритель класса около 500 килограммов в час. При полном развитии комплекса и автономной эксплуатации могут потребоваться два одновременно работающих и один резервный аппарат. Однако эти количества нельзя утверждать до составления совмещенного графика потребления газа газопоршневыми установками, котельной, кухней и другим оборудованием в наиболее холодные сутки.
Испарители должны резервироваться потому, что их остановка прекращает подачу топлива сразу на несколько энергетических систем. Формальное наличие большого запаса СУГ в резервуарах не поможет, если оборудование не может перевести его в газовую фазу с требуемой скоростью.
В исходной модели рассматриваются резервуары номинальным объемом по 50 кубических метров. При предварительно принятом рабочем заполнении 85 процентов один такой резервуар содержит около 42 500 литров жидкой фазы. Это расчетное значение необходимо подтвердить проектом, характеристиками резервуара и требованиями поставщика.
Количество резервуаров нельзя определять только делением годового расхода на объем одной емкости. Основными параметрами являются максимальный зимний расход, допустимый неснижаемый остаток, периодичность поставок, вместимость автоцистерны, состояние подъездной дороги и время доставки топлива при неблагоприятной погоде.
Для объекта на Алтае топливная логистика становится частью надежности энергоцентра. Нужно предусмотреть запас на задержку поставки, возможность приема топлива без остановки комплекса, дистанционный контроль уровня в каждом резервуаре и автоматическое предупреждение о достижении минимального остатка.
Желательно иметь договоры как минимум с двумя независимыми поставщиками и заранее определить зимний маршрут автоцистерн.
Площадка СУГ должна быть размещена вне зон проживания и массового пребывания гостей, но с удобным подъездом для тяжелой техники. Учитываются противопожарные расстояния, рельеф, вентиляция территории, молниезащита, аварийное отключение, газовый контроль и защита от несанкционированного доступа. Для участка возле Катуни дополнительно необходимо проверить отметки возможного затопления, размыва и высокого уровня грунтовых вод. Федеральные нормы устанавливают требования промышленной безопасности к хранению, транспортированию и использованию СУГ, включая эксплуатационную документацию, контроль технического состояния и противоаварийные мероприятия. Федеральные нормы и правила для объектов СУГ (https://docs.cntd.ru/document/573264156).
Экономику СУГ необходимо оценивать без завышенных обещаний. По исходным условиям концепции стоимость СУГ принята равной 32,33 рубля за литр, удельный расход газопоршневой установки — 0,358 литра на киловатт-час, а эксплуатационные расходы — 1,05 рубля на произведенный киловатт-час. Переменная себестоимость электричества составляет 0,358 × 32,33 + 1,05 = 12,62 рубля за киловатт-час.
При принятой стоимости сетевой электроэнергии 9,46 рубля за киловатт-час производство только электричества на СУГ оказывается дороже покупки энергии из сети примерно на 3,16 рубля за киловатт-час. Следовательно, представлять СУГ как безусловно дешевый источник электроэнергии неправильно.
Экономический смысл появляется за счет одновременного использования тепла двигателя. На каждый произведенный киловатт-час электричества в принятом сценарии приходится около 1,14 киловатт-часа потенциально полезного тепла. Оно может направляться на горячее водоснабжение, отопление, вентиляцию и бассейны. Именно совместное производство электричества и полезного тепла называется когенерацией. Общая эффективность таких систем при правильном использовании тепла может существенно превышать эффективность раздельного производства энергии.
Для полной застройки расчетное годовое потребление электричества составляет приблизительно 1,35–1,46 миллиона киловатт-часов. Если условно произвести весь этот объем на СУГ, газопоршневые установки израсходуют около 482,96–524,35 тысячи литров топлива в год. Переменные расходы на производство электричества составят примерно 17,03–18,49 миллиона рублей, включая принятое обслуживание, но без капитальных затрат, финансирования, налогов, крупных ремонтов и стоимости газового хозяйства.
Покупка такого же количества электричества из сети по принятому тарифу обойдется примерно в 12,76–13,86 миллиона рублей. Разница составляет около 4,3–4,6 миллиона рублей в год не в пользу СУГ, если не учитывать полученное тепло.
Одновременно газопоршневые установки потенциально могут дать около 1,54–1,67 миллиона киловатт-часов тепла в год. По расчетной модели использование более чем примерно 53 процентов этого тепла позволяет компенсировать повышенную стоимость электрогенерации на СУГ по сравнению с покупкой электричества из сети и отдельным производством тепла в котельной. Точное пороговое значение будет меняться вместе с ценой СУГ, тарифом на электричество и стоимостью альтернативного тепла.
Для первой очереди годовое потребление электричества оценивается в 675–732 тысячи киловатт-часов. Соответствующий расход СУГ только на газопоршневую генерацию составит около 242–262 тысяч литров в год, а потенциальная выработка полезного тепла — приблизительно 769–835 тысяч киловатт-часов. К этим объемам необходимо добавить топливо для котельной, кухни и других газовых потребителей. Поэтому фактический суммарный расход СУГ окажется значительно выше расхода одной газопоршневой установки.
Из этих расчетов следует практический вывод. На этапе работы на СУГ газопоршневую установку невыгодно заставлять вырабатывать электричество независимо от потребности в тепле.
Автоматика должна запускать ее в те часы, когда комплекс способен одновременно использовать и электричество, и утилизируемое тепло. В период избытка солнечного тепла или низкой загрузки рациональнее сократить выработку газопоршневой установки и получать недостающее электричество из сети.
СУГ в этом проекте является прежде всего переходным и резервным топливом. Он позволяет запустить объект до появления сетевого газа, провести наладку энергоцентра, обеспечить повышенную надежность и начать эксплуатацию первой очереди. Его экономическая эффективность зависит от высокой доли использования тепла и стабильной загрузки комплекса.
После подключения природного газа экономика существенно меняется. При принятой цене 10,94 рубля за кубический метр, расходе 0,32 кубического метра на киловатт-час и эксплуатационных затратах 1,05 рубля переменная себестоимость электричества составляет 0,32 × 10,94 + 1,05 = 4,55 рубля за киловатт-час.
Если условно обеспечить газопоршневой генерацией весь базовый годовой объем электричества полного комплекса, потребуется примерно 431,69–468,70 тысячи кубических метров природного газа. Переменные расходы составят около 6,14–6,67 миллиона рублей в год. По сравнению с покупкой электричества из сети расчетная разница достигает примерно 6,6–7,2 миллиона рублей в год еще до учета стоимости полезного тепла.
Это не является окончательной прибылью проекта. Из нее необходимо вычесть амортизацию оборудования, стоимость капитала, страхование, персонал, расход масла, крупные ремонты, резервирование и обслуживание газовой инфраструктуры. Однако природный газ создает значительно более устойчивую основу для экономичной когенерации, чем СУГ.
Годовой расход газопоршневых установок не следует путать с требуемой пропускной способностью подключения. Газовая сеть должна выдерживать одновременную работу генераторов, котельной и остальных потребителей в расчетный холодный период. Для полной застройки предварительный совмещенный максимум оценивается примерно в 588 кубических метров в час при сохранении внешней электрической сети и около 633 кубических метров в час при более автономной схеме. С 15-процентным запасом технические условия следует запрашивать ориентировочно на 680–730 кубических метров в час, после чего уточнять показатель по окончательному составу оборудования.
Для первой очереди можно ориентироваться примерно на половину этих значений, но газопровод, пункт редуцирования и территория энергоцентра должны предусматривать дальнейшее развитие. Если при подключении первой очереди запросить слишком малую мощность, последующее увеличение лимита может потребовать новой процедуры присоединения и реконструкции газовой сети.
После появления природного газа резервуарное хозяйство СУГ не обязательно демонтировать. Его можно сохранить как аварийный источник, если такая совместная схема предусмотрена проектом, автоматикой и разрешительной документацией. Тогда комплекс получает два варианта газоснабжения: основной сетевой газ и запас жидкого топлива. Однако автоматический переход возможен только при подтвержденной совместимости оборудования и правильно организованном переключении. Смешивать или подавать разные газы в неподготовленную систему недопустимо.
Правильное инвестиционное решение состоит в том, чтобы разделить постоянную и временную части системы. Постоянными остаются энергоцентр, котлы, тепловые сети, системы утилизации, электрические подключения, автоматика и газопоршневые установки, подтвержденные для работы с двумя видами топлива. Временной частью становится источник СУГ: резервуары, испарители и логистика доставки. После появления природного газа эта инфраструктура может перейти из основного режима в резервный.
Так комплекс получает возможность начать работу раньше, не ожидая неопределенного срока газификации, а затем перейти на более дешевое топливо без повторной покупки основного оборудования.
Но этот результат достигается только в том случае, если переход заложен в техническое задание до выбора котлов и газопоршневых установок. Попытка обеспечить совместимость после закупки оборудования может привести к снижению мощности, потере гарантии или полной замене отдельных агрегатов.