Виталий БУТУЗОВ
Профессор, д. т. н., КубГАУ
Е-mail: Ets@nextmail.ru
Олег ГРИГОРАШ
Заведующий кафедрой, д. т. н., д. п. н., КубГАУ
Е-mail: Ets@nextmail.ru
Виталий ГРИШИН
Инженер, генеральный директор
ООО «Вист Энэрджи»
Е-mail: Ets@nextmail.ru
Введение
Современное развитие распределенной и возобновляемой энергетики в российских регионах имеет свои особенности. В Краснодарском крае, например, с установленной мощностью собственных электростанций в 3067 МВт жаркий июль 2024 г. обрушил энергосистему с пиком потребления мощности 6108 МВт и привел к массовым отключениям. Системные перетоки из Ростовской области, Ставропольского края имели ограничения, поэтому помимо строительства новых сетевых электростанций актуально сооружение электрогенерации на базе предприятий. В Краснодарском крае, согласно статистике [1], в 2019 г. доля выработки электрической энергии локальным станциям, не входящим в энергосистему, составляла 3,6% от общей региональной, а к 2023 г. она увеличилась до 9%, т. е. почти в три раза. В составе электрогенерации предприятий в последние годы появились солнечные электростанции (СЭС), максимальная производительность которых совпадает с летним пиком потребления. СЭС сооружаются как по федеральной программе «ДПМ – ВИЭ‑2.0», утвержденной распоряжением Правительства РФ № 1446-Р от 01.06.2021 г., так и за счет средств предприятий и организаций. В Краснодарском крае распоряжением губернатора № 392-Р от 28.12.2023 г. был утвержден реестр 10 сетевых СЭС общей мощностью 136 МВт (таблица 1). На 01.07.2025 г. эксплуатировались Краснодарская (2,35 МВт), Лабинская СЭС (44,1 МВт) и Крыловская СЭС (1 МВт). Распределенная фотоэнергетика предприятий, по экспертным оценкам, имеет установленную мощность около 50 МВт.
Результаты эксплуатации солнечной электрогенерации региона рассмотрены на примере первой сетевой СЭС Краснодарской ТЭЦ с пиковой мощностью 2,35 МВт, гибридной СЭС АПФ ООО «Фанагория» мощностью 2 МВт в Темрюкском районе и автономной СЭС мощностью 2,1 МВт в Тахтамукайском районе Адыгеи.
СЭС Краснодарской ТЭЦ
Краснодарская ТЭЦ с установленной мощностью 1060 МВт является крупнейшей в регионе с четырьмя паротурбинными энергоблоками по 160 МВт и парогазовой установкой мощностью 320 МВт. Станция построена в 1950‑е гг. для работы на угле, находится в плотной городской застройке и имеет экологические ограничения. В настоящее время основное топливо – природный газ, резервное – мазут.
Проектирование и строительство в 2022 г. первой в регионе СЭС выполнено по заказу ООО «Лукойл-Кубаньэнерго» предприятием ГК «Хевел» – ООО «Авелар Солар Технолоджи» по техническим условиям специалистов ТЭЦ. Основные характеристики СЭС представлены в таблице 2. 5948 фотоэлектрических модулей (ФЭМ) установлены в надземном исполнении на двух рядом расположенных участках общей площадью 3,5 га: 4652 шт. на бывшем угольном поле и 1296 шт. над бывшим подземном мазутохранилище. Ориентация ФЭМ южная, угол наклона к горизонту 32º. Расстояние между рядами оптимизировано по условиям затенения. Установлены гетероструктурные двухсторонние ФЭМ ГК «Хевел» типа HVL 7ZGG395BB. ФЭМ скомпонованы в блоки по 48 шт. (4 ряда по 12 шт.). Инверторы, трансформаторы, КИПиА размещены в отдельно стоящем модуле [2].
Принципиальная электрическая схема СЭС представлена на рис. 1. ФЭМ подключены через инверторы типа КЕНUА (КНР), 7 шт. Вырабатываемая электрическая энергия выдается по линии 35 кВ в региональную энергосистему через счетчик СЭГ‑4ТМ.03_3М.
В таблице 3 и на рис. 2 представлены значения плановой (расчетной проектной) и выработанной электрической энергии, а также собственные нужды СЭС в 2024 г. После завершения строительства в 2022 г. в оставшиеся месяцы было выработано 380698 кВт∙ч, а всего с момента сдачи в эксплуатацию до 01.01.2025 г. – 6372245 кВт∙ч. Выработанная электрическая энергия отпускается в энергосистему по одноставочному тарифу для компенсации потерь в электрических сетях, утвержденному Департаментом госрегулирования Краснодарского края: в 2022 г. – 16,47 руб./кВт∙ч; 2023 г. – 16,079 руб./кВт∙ч; 2024 г. – 16,062 руб./кВт∙ч. Стоимость общей выработки СЭС с 2022 г. по 01.01.2025 г. составила 99494,197 (99,5 млн руб.).
Как следует из таблицы 3, собственные нужды СЭС достигали 0,8%. В 2024 г. фактическая выработка составляла 95,9% от плановой. Для совершенствования планирования ведется обработка часовых значений за 2023–2024 гг. Значения КИУМ в 2024 г. (плановое и фактическое) составили 14,9%.
Гибридная СЭС АПФ «Фанагория»
На СЭС АПФ «Фанагория» в пос. Сенном Темрюкского района Краснодарского края на кровлях цехов предприятия размещены 4400 ФЭМ фирмы Jinko Solar. Основные технические характеристики СЭС представлены в таблице 2. ФЭМ установлены на скатах кровель цехов под углом 8º к горизонту. На рис. 4 приведена принципиальная электрическая схема СЭС с общей пиковой мощностью 2 МВт. ФЭМ подключены к сетям 0,4 кВ предприятия через 17 инверторов фирмы Fronius International GmbH (Австрия). СЭС работает совместно с двумя газопоршневыми установками (ГПУ) с общей мощностью 2,4 МВт со станцией автоматического регулирования на основе контроллеров фирмы Deif (Дания) и метеостанции фирмы Fronius (Австрия). Станция обеспечивает работу в гибридном режиме «Энергосистема – ГПУ – СЭС» и в «островном»: «ГПУ – СЭС» (несколько суток в течение года). На предприятии работает мини-ТЭЦ в составе двух ГПУ TCS2020V12 (2×1,2 МВт) и трех паровых котлов: LOOS Universal UL-S (2 шт.), E‑1,6–0,9 ГМ (1 шт.) общей паропроизводительностью 7,6 т/ч с охлаждением выхлопных газов ГПУ в экономайзерах котлов с 496 до 140ºС.
На рис. 4 представлены графики совместной работы РЭС, ГПУ и СЭС в 2024 г., а на рис. 5 – структура их выработки и потребления. Выработка электрической энергии ГПУ в течение года неравномерна: в январе-октябре – от 770 до 931 МВт∙ч; в июне, ноябре, декабре – от 418 до 478 МВт∙ч. Она определяется технологическими потребностями и достигает за год 8358 МВт∙ч. Работа СЭС определяется уровнем солнечной радиации и облачностью. При годовой выработке 1809 МВт∙ч и КИУМ‑10,3 максимальные значения были в июне-августе. Как следует из рис. 5, в годовой выработке наибольшую долю (67,1%) имели ГПУ, СЭС обеспечивали 14,5% электропотребления АПФ, а поставки от РЭС составляли 18,4%. В 2024 г. избытки генерируемой ГПУ и СЭС электроэнергии были поставлены РЭС – 887,4 МВт∙ч с максимальными значениями в марте-мае (126–228 МВт∙ч) [3].
На рис. 6 представлен годовой энергобаланс потребления АПФ в 2024 г. Предприятие приобрело от региональной газоснабжающей организации 3896 тыс. м3 природного газа по цене с НДС 11,6 руб./м3, всего на 45193 тыс. руб. (45,2 млн руб.). При этом 80% газа было израсходовано на ГПУ и 20% на получение пара в котельной. ГПУ выработала 8358 МВт∙ч электроэнергии при цене 9,83 руб./кВт общей стоимостью 82,1 млн руб. При выработке СЭС 1809 МВт∙ч ее стоимость составила 17,78 млн руб. На оплату электроэнергии от РЭС при поставках 2286 МВт∙ч было затрачено 20,5 млн руб. с компенсацией избытков мощности в сумме 19,2 тыс. руб. Таким образом, суммарная стоимость газа и электроэнергии от региональных поставщиков в 2024 г. составляла 65,7 млн руб., а при варианте поставки всей потребленной электроэнергии от РЭС составляла бы 120,8 млн руб., т. е. в 1,8 раз меньше. При сметной стоимости СЭС – 96 млн руб. ожидаемый срок окупаемости составит не более 5,5 лет.
Автономная СЭС хладокомбината в Адыгее
Основные технические характеристики СЭС с пиковой мощностью 2,1 МВт приведены в таблице 2. 1352 модуля смонтированы на двускатных кровлях зданий «сплошным полем» и 2512 шт. на опорных конструкциях под углом 30º к горизонту. ФЭМ подключены к сетям предприятия 0,4 кВ через инверторы TAURO-ЭКО (4 шт.) и KSTAPKSG‑120 GLMO (9 шт.). На рис. 7 представлена принципиальная электрическая схема хладокомбината с 6 ГПУ общей установленной мощностью 8,5 МВт и договорной мощностью от региональной энергосистемы (РЭС) 2,4 МВт. Структура установленной мощности электрогенерации предприятия приведена на рис. 8.
Рис. 7. Принципиальная схема электроснабжения хладокомбината
На рис. 9 приведены графики выработки ГПУ, СЭС и потребленной от РЭС электрической энергии в 2024 г. по месяцам по вертикали (последовательно РЭС, СЭС, ГПУ), а на рис. 10 – структура выработки электрической энергии в 2024 г. При расчетах выработки электроэнергии ГПУ принят КПД 40% без учета утилизации выхлопных газов.
Суммарное значение собственной выработки и потребления электроэнергии из РЭС составило 15913 МВт∙ч (100%). При этом ГПУ обеспечили 7913 МВт∙ч (49,7%), СЭС – 1925 МВт∙ч (12,1%) с КИУМ‑10,4, а поставка от РЭС – 6075 МВт∙ч (38,2%).
электрической энергии в 2024 г., всего 15913 МВт·ч (100%)
Эксплуатационные показатели
Проект СЭС Краснодарской ТЭЦ разработан ООО «Авелар Солар Энерджи» (Москва) с применением ФЭМ ГК «Хевел» ООО «Вист Энэрджи» (Краснодар) специализируется на проектировании и монтаже сетевых СЭС на основе ФЭМ фирмы Jinko Solar. ООО «Солар-Центр» (Краснодар) сооружает СЭС с ФЭМ различных китайских производителей.
Двухлетняя эксплуатация подтвердила обоснованность основных проектных решений всех трех СЭС. В таблице 4 приведены основные характеристики примененных ФЭМ. Номинальная мощность каждого ФЭМ от 395 («Хевел») до 550 Вт (Luxen), номинальный КПД при стандартных условиях тестирования от 19,75 («Хевел») до 21,28% (Luxen), единичные площади от 2 («Хевел») до 2,58 м2 (Luxen). Номинальные (пиковые) мощности ФЭМ Краснодарской ТЭЦ – 2,35 МВт; АПФ «Фанагория» – 2 МВт; хладокомбината в Адыгее – 2,1 МВт.
Размещение ФЭМ для каждой СЭС определялось с учетом наличия свободных участков земли и кровель. На Краснодарской ТЭЦ блоки модулей были установлены на земле с южной ориентацией на участке общей площадью 35000 м2 с углом наклона к горизонту 32º при оптимизированном расстоянии между рядами ФЭМ по условиям затенения, в том числе в зимний период времени. ФЭМ СЭС АПФ «Фанагория» смонтированы на скатах кровель зданий общей площадью 9662 м2 с углами наклона 8º к горизонту. ФЭМ СЭС хладокомбината в Адыгее установлены как на скатах кровель зданий под углами 8º, так и под углом 30º к горизонту.
Варианты расчетов выработки электрической энергии при размещении ФЭМ на кровлях зданий АПФ «Фанагория» представлены в таблице 5. В первом варианте принята площадь кровель 9662 м2 с 4400 ФЭМ с минимальными проходами обслуживания. Годовая выработка составила 2171 МВт∙ч. По второму варианту с южной ориентацией и углом наклона ФЭМ к горизонту 35º при оптимальном затенении и отсутствии ограничений занимаемой площади годовая выработка составила 2640 МВт∙ч, т. е. на 21,6% выше, чем по первому варианту. По третьему варианту на площади кровель 9662 м2 (как и в первом варианте) при оптимальном размещении ФЭМ (как во втором варианте) – всего 1740 шт., годовая выработка составила 1082 МВт∙ч.
В таблице 6 представлено сопоставление расчетной годовой солнечной радиации в плоскости ФЭМ каждой СЭС с фактическими значениями выработки электрической энергии. Максимальное значение КИУМ имеет СЭС Краснодарской ТЭЦ – 14,9% при соотношении расчетной и фактической производительности – 19%, минимальное значение КИУМ – 8,6 и 11,2% у СЭС «Фанагории».
Эксплуатация всех СЭС осуществляется собственным персоналом. По опыту Краснодарской ТЭЦ стоимость годового обслуживания составляет 0,8% годового производства солнечной энергии (около 3 млн руб.).
Замена модулей (3 шт.) была выполнена только на Краснодарской ТЭЦ (камни при покосе травы). Там же были заменены несколько соединительных коробок ФЭМ. При диагностики ФЭМ применяются тепловизоры. На трех СЭС применены инверторы разных производителей (таблица 2). Двухлетняя эксплуатация СЭС Краснодарской ТЭЦ типа KEHUA (Китай) и выявила необходимость их замены и дополнительной протяжки муфт силовых кабелей инверторов. Работы были выполнены подрядчиком по гарантии. Программа Wisesolar Plus позволяет диагностировать состояние инверторов KEHUA. При эксплуатации СЭС ООО «Фанагория» в течение 2023 г. вышли из строя три инвертора фирмы Fronius (Австрия). По инверторам TAURO-ЭСО, KSTAPKSG‑120 GLMO СЭС хладокомбината в Адыгее отказы в 2024 г. не зафиксированы.
В таблице 8 представлены основные экономические показатели СЭС. Наименьшая удельная сметная стоимость у СЭС хладокомбината – 8,4 тыс. руб./МВт, наибольшая у Краснодарской ТЭЦ – 97,9 тыс. руб./МВт.
Выводы
При двухлетней эксплуатации СЭС подтверждены основные проектные показатели. Определяющими факторами выработки электрической энергии являются ориентация и углы наклона фотоэлектрических модулей.
Наименее надежными элементами СЭС являются инверторы. Из трех станций их отказы зафиксированы на двух.
Эксплуатационные расходы СЭС незначительны, выполняются персоналом предприятий. Дополнительно применяются тепловизоры и моечные аппараты (винный грибок).
Окупаемость СЭС при действовавших в 2024 г. тарифах на электрическую энергию оценивается до 5,5 лет.