Об опыте использования тепловых насосов в Чувашской Республике

Об опыте использования тепловых насосов в Чувашской Республике Д.т.н., академик В. П. Проценко Одной из важнейших задач энергетической политики государства, на сегодняшний день, является задача ресурсоэнергосбережения. Решение этой глобальной задачи, без качественной реструктуризации всего топливно-энергетического комплекса страны, практически невозможно. Одним из направлений является внедрение тепловых насосов (ТН) вместо автономных котельных, работающих на твердом, жидком топливе и электроэнергии. Источником низкопотенциальной теплоты для ТН может служить грунтовая вода, наружный воздух, тепло грунта, низкопотенциальные вторичные энергоресурсы.

Однако практическое использование ТН в России на сегодняшний день не велико, общая тепловая мощность всех теплонасосных установок в России составляет порядка 100 МВт, а их количество не превышает 150 образцов. Поданным одного из российских производителей и поставщиков тепловых насосов ЗАО «Энергия» за последние десять лет ими было произведено и запущено около 70 ТН, суммарной тепловой мощностью более 40 МВт [1]. Одним из основных препятствий на пути внедрения теплонасосной техники, несмотря на подтвержденную опытом их эксплуатации энергетическую и экономическую эффективность, является продолжающаяся газификация, при сохранении достаточно низкой стоимости природного газа.

Эффективность внедрения теплонасосной техники на российском рынке можно показать на примере Чувашской Республики, где созданы благоприятные условия для внедрения ТН. Так, кабинетом Министров Чувашской Республики, впервые в России, 4 марта 2002 г. был введен в действие тариф на электроэнергию для отопления и горячего водоснабжения тепловыми насосами зданий производственного и коммунально-бытового назначения, составляющий в настоящее время в часы ночного минимума (с 23.00 до 7.00) — 0, 42 руб./кВт-ч, а в остальное время суток — 0, 63 руб./кВт-ч. Данный тариф ниже тарифа, применяемого для расчета потребляемой электроэнергии для существующих систем теплоснабжения, в 2, 15 раза по средневзвешенным ценам, для которых тариф на электроэнергию в часы ночного минимума составляет 0, 42 руб./кВт-ч, а в остальное время суток -1, 60 руб./кВт-ч. Разница в тарифах покрывается за счет энергосистемы, что не ведет к падению рентабельности производства электроэнергии, т.к. расход топлива в энергосистеме на производство электроэнергии для тепловых насосов более чем на 70% перекрывается экономией топлива на теплоснабжение в этой же энергосистеме [2].

Средневзвешенная цена электроэнергии для республики рассчитывается по формуле:

где с₁ и с₂ — льготный и обычный тариф, руб./кВт-ч.

Введение

в действие дифференцируемого тарифа привело к возникновению в республике спроса наТН, т.к. позволило существенно снизить себестоимость производимой с их помощью теплоты. На сегодняшний день на стадии разработки проекта и строительства находятся четыре объекта, где в качестве основного источника теплоты будут использоваться парокомпрессионные ТН, общей теплопроизводительностью 1, 5 МВт. ООО «Энергосервисная компания ЗэиМ-ЭСКО» совместно с ООО «Теплонасос-сервис» построен и успешно функционирует теплонасосный пункт в поселке Сосновка, расположенном на левом берегу реки Волга, г. Чебоксары. Теплонасосный пункт поэтапно введен в эксплуатацию в период с октября 2001 г. по март 2002 г. и предназначен для теплоснабжения комплекса «школа + больница». Установлены три парокомпрессионных ТН в пристройке к угольной котельной (два тепловых насоса НТВ-360 с винтовыми компрессорами производства ЗАО «Энергия» и один тепловой насос НТП-150 с поршневым компрессором, изготовленный из отечественных комплектующих ООО «Теплонасос-сервис»), общей теплопроизводительностью 950 кВт. В качестве рабочего тела ТН используется озонобезопасный хладон С-10 (применяемый взамен R 134а). Источником возобновляемой низкопотенциальной теплоты является грунтовая вода, поступающая с глубины 35−40 м с температурой плюс 7−8 °С. Температура системы отопления от ТН изменяется от 46 °C до 65 °C, в зависимости от температуры наружного воздуха. Максимальная нагрузка системы отопления составляет 380, 5 кВт, системы вентиляции 698 кВт, системы горячего водоснабжения (ГВС) — 428 кВт. Среднечасовая нагрузка системы ГВС составляет 214 кВт. Емкость бака-аккумулятора воды для ГВС 25 м³. Продолжительность отопительного периода для Чебоксар составляет 5208 часов, периода горячего водоснабжения -8760 часов. Расчетная температура наружного воздуха наиболее холодного периода — минус 31 °C, средняя расчетная температура наружного воздуха за отопительный период — минус 4, 9 °C.

Таблица 1. Результаты измерений температуры и расходов теплоносителей и вырабатываемой тепловой энергии при работе теплового насоса НТП-150.

На данном объекте реализована бивалентная схема котельной «тепловые насосы — пиковые угольные котлы», что позволило белее чем на 20% снизить капитальные затраты на строительство и закупку оборудования, сократить расчетный срок окупаемости капзатрат до 3−4 лет. Установленная тепловая мощность ТН составляет 74% от расчетной тепловой нагрузки потребителя, с учетом среднечасовой нагрузки системы ГВС. При достижении температуры наружного воздуха минус 20 °C в работу в пиковом режиме включаются угольные котлы.

На рисунке 1 приведена принципиальная тепловая схема теплонасосной части котельной. С помощью погружных насосов низкопотенциального источника тепла (НИТ) ПС1 — ПСЗ (два рабочих, один резервный) грунтовая вода из скважин поступает к тепловым насосам и последовательно проходит через испарители И, вначале НТП-150, затем НТВ-360 № 2 и НТВ-360 № 1, отдавая свою теплоту, и охлажденная сбрасывается в дренажный коллектор. Вода системы отопления и вентиляции также последовательно, противотоком грунтовой воде, подогревается в конденсаторах К, переохладителях ПО1 и маслоохладителях МО1 тепловых насосов. Важно отметить, что в конструкцию тепловых насосов НТВ-360 внесен ряд изменений, позволяющих увеличить коэффициент преобразования теплоты на 2−3%. Так при работе тепловых насосов НТВ-360 часть грунтовой воды отбирается перед испарителем и водяным насосом НВ, установленном на трубопроводе, параллельно подается в маслоохладитель МО2, для доохлаждения масла компрессора до регламентной температуры и в переохладитель ПО2, для доотбора части неиспользованной в конденсаторе К и переохладителе ПО1 теплоты жидкого хладона и его доохлаждения до температуры максимально близкой к температуре хладона в испарителе. Подогретая в МО2 и ПО2 грунтовая вода направляется вновь на вход в испаритель, где, смешиваясь с основным потоком грунтовой воды, подогревает ее на 0, 3−0, 5 °C. Часть воды теплоносителя — приемника тепла параллельно конденсатору КД и переохладителю ПО1 протекает через маслоохладитель МО1, охлаждая масло компрессора К. Таким образом часть теплоты масла и фреона используется напрямую — в переохладителе ПО1 и маслоохладителе МО1, часть сбрасывается на вход в испаритель (ПО2, МО2).

Таблица 2. Зависимости средневзвешенных тарифов и энергетических составляющих в себестоимости (с/с) тепла от ТН и ЭК от времени работы теплоаккумулятора.

По данным приборных обследований, проведенных в бивалентной котельной в декабре 2001 г., для теплового насоса НТП-150 получены данные, приведенные в таблице 1.

По эксплуатационным данным, в период с октября по март общее количество тепловой энергии, отпущенное потребителям от бивалентной котельной, составило 1315 Гкал, в том числе выработано в тепловых насосах 1057 Гкал, в угольных котлах 258 Гкал. Расход угля за этот период составил 92 т. Расход электроэнергии, с учетом всех электропотребителей: тепловых насосов, сетевых насосов, погружных насосов грунтовой воды, освещения, вентиляции и т. д. составил за это время 649 МВт-ч (в период работы тепловых насосов 598 МВт-ч). Экономия угля составила 241 т.

Средневзвешенный коэффициент преобразования теплонасосной системы составил 2, 3. Среднее соотношение стоимости израсходованной электроэнергии к стоимости угля за отчетный период составило 0, 55, т. е. топливная составляющая на теплонасосной части бивалентной котельной снизилась на 45% по сравнению с угольной котельной. Соответственно пропорционально сокращению потребления твердого топлива снизились выбросы в окружающую среду твердых и газообразных отходов сжигания топлива, что особенно важно для национального природного парка «Заволжье» — г. Чебоксары. Остальные затраты на содержание бивалентной котельной «Тепловые насосы — угольные котлы» не изменились по сравнению с затратами на содержание угольной котельной. На состояние марта 2002 г. себестоимость теплоты составила: в случае работы бивалентной котельной -460 руб./Гкал, в случае работы только угольных котлов — 688 руб./Гкал, с учетом дополнительных затрат электроэнергии на приводы погружных насосов (установленная мощность каждого из трех насосов, включая один резервный, составляет 16 кВт), что составляет порядка 10−12% от всей электрической энергии, потребляемой бивалентной котельной.

Несмотря на большую экономию денежных средств, себестоимость теплоты при использовании ТН может быть еще более снижена. Дело в том, что в указанный период эксплуатации, теплонасосная станция не работала в установленном режиме, из-за поэтапности внедрения ТН (НТП-150 и один НТВ-360 — в октябре 2001 г., второй НТВ-360 — в марте 2002 г.). В случае работы ТН в установленном режиме расчетная себестоимость теплоты составит 400 руб./Гкал.

Кроме того, в условиях существования системы дифференцированной оплаты за электрическую энергию, существенный дополнительный эффект может быть получен от ТН, работающих с аккумуляторами теплоты и двухтарифными счетчиками электрической энергии и потребляющих электроэнергию в период ночного провала суточного графика электрической нагрузки в энергосистеме. При этом достигается обоюдная экономическая выгода: для потребителей теплоты отТН — за счет снижения платы за электроэнергию по ночному тарифу, а для энергосистемы — за счет снижения себестоимости производимой электроэнергии при уплотненном графике электрической нагрузки.

При аккумулировании тепла время потребления электроэнергии по обычному тарифу может быть уменьшено, что приведет к снижению среднеотпускного тарифа, который может быть рассчитан по формуле:

где Т1, Т2 — время потребления электроэнергии на отопление по льготному и обычному тарифу, час.

Если теплоаккумулятор позволяет накопить за время действия льготного тарифа до 2/3 от суточной потребности тепла, то по обычному тарифу будет потребляться только электроэнергия на привод циркуляционных насосов, а электроотопление будет оплачиваться полностью по льготному тарифу.

Рассмотрим в качестве примера и сопоставим между собой схемы применения теплоаккумуляторов совместно с тепловыми насосами или электрическими котлами (ЭК). При применении тепловых насосов расход электроэнергии будет в 2, 3 раза меньше, чем при использовании электрокотлов, кроме того, обычный тариф для тепловых насосов меньше, чем для электрокотлов (за 1 кВт-ч 0, 63 руб. для тепловых насосов и 1, 6 руб. для электрокотлов).

Из приведенных в табл. 2 расчетных зависимостей средневзвешенных тарифов и энергетических составляющих в себестоимости тепла для электрокотлов и тепловых насосов видно, что средневзвешенные тарифы и энергетические составляющие в себестоимости тепла существенно снижаются при уменьшении времени потребления электроэнергии по обычному тарифу.

Из табл. 2 видно, что при дифференцированном тарифе, за счет аккумулирования тепла, энергетическая составляющая в себестоимости 1 Гкал тепла может быть снижена при работе теплонасосных систем с 282 руб. до 212 руб., при работе электрических котлов с 1400 руб. до 487 руб. (при одноставочном тарифе и обычном счетчике электроэнергии энергетическая составляющая соответственно составит: для ТН 317 руб., для ЭК 1856 руб.).

При работе с накоплением тепла необходимы достаточно крупные тепловые аккумуляторы, а также увеличение электрической мощности теплоисточника при работе в часы льготного тарифа, что требует оптимизации. В табл. 3 приведены расчетные значения относительной емкости теплоаккумулятора — отношения накопленного в аккумуляторе тепла к суточной потребности отапливаемого объекта и относительной электрической мощности теплоисточника — отношения установленной электрической мощности теплоисточника к мощности электрокотла той же теплопроизводительности при его работе без аккумулирования тепла.

Из таблицы 3 видно, что необходимая емкость теплоаккумулятора и установленная электрическая мощность теплоисточника достигают максимальных значений при самом рациональном режиме, когда используется только льготный тариф. При этом установленная электрическая мощность теплового насоса лишь незначительно превышает мощность электрокотла, работающего без накопления тепла. Следовательно, замена существующих электрокотлов тепловыми насосами, при наличии теплоаккумулятора достаточной емкости, позволит реализовать самый рациональный режим электропотребления без увеличения установленной электрической мощности. При этом энергетическая составляющая в себестоимости 1 Гкал теплоты снижается с 1400 руб. до 212 руб., т. е. в 6, 6 раза.

Таблица 3. Значения относительной емкости теплоаккумулятора и относительной электрической мощности ТН и ЭК от времени работы теплоаккумулятора.

Использование традиционных водяных теплоаккумуляторов приведет к пропорциональному росту капитальных затрат на создание больших емкостей для хранения воды и соответственно увеличению амортизационных отчислений, что «съест» большую часть экономического эффекта от снижения топливной составляющей в себестоимости теплоты, не говоря уже о размерах и органомическом эффекте. Например, для аккумулирования 9 Гкал теплоты при температуре прямой сетевой воды 65 °C, обратной -45 °С для бивалентной котельной п. Сосновка, что равняется 8-часовому максимальному потреблению теплоты, потребуется емкость объемом 450 м³. Одно из возможных решений — использование теплоаккумуляторов, основанных на принципе фазового превращения вещества, что позволит снизить емкость теплоаккумуляторов в 10−20 раз.

Как уже было сказано, на сегодняшний день основным ограничителем во внедрении тепловых насосов, особенно в европейской части страны и в частности в Чувашской республике, является достаточно низкая стоимость природного газа и продолжающаяся газификация сельских районов, что очевидно является временным и не должно служить доминирующим фактором при выборе источника теплоснабжения. Так, при сравнительном анализе себестоимости теплоты, вырабатываемой котлами, работающими на твердом и газообразном топливе, топливная составляющая в себестоимости 1 Гкал теплоты составит 464 руб. для угольных котлов (при низшей теплоте сгорания топлива 4487 ккал/кг и КПД котла 60%) и 124 руб. для газовых котлов (при низшей теплоте сгорания топлива 7940 ккал/м3 и КПД котла 86%) против 212 руб. от ТН с теплоаккумуляторами. На сегодняшний день для газифицированных объектов нужно применять тепловые насосы с газовым приводом, при этом расход газа снизится на 50−60%. Для привода ТНУ могут применяться так же и другие двигатели, что резко увеличивает спектр видов первичной энергии для производства теплоты и позволяет оптимизировать топливно-энергетический баланс регионов, например, для регионов, богатых углем, но испытывающих недостаток в газе или в электроэнергии, уменьшить транспортные потоки различных видов топлива, в условиях, когда в регионе есть электроэнергия, но существует дефицит топлива [3, 4].

Таким образом даже незначительная поддержка со стороны государства, путем регулирования тарифов и ввода региональными энергосистемами дифференцированной оплаты за потребленную ТН электроэнергию, позволит теплонасосной технике прочно занять место электрических и угольных котлов на рынке теплопроизводящего оборудования.

тепловой насос автономный котельная.

• 1. Петин Ю. М. Опыт десятилетия производства тепловых насосов в ЗАО «Энергия» //Энергетическая политика -2001. Выпуск 3. — С. 28 -33.
• 2. Жидович И. О., Трутаев В. И. Системный подход к оценке эффективности тепловых насосов// Новости теплоснабжения -2001. -№ 11. -С. 44−49.
• 3. Процент В. П. Альтернативная концепция теплоснабжения городов//Энергосбережение и водоподготовка. -1997. -№ 2. С. 82−90.
• 4. Процент В. П. К обоснованию новой концепции централизованного теплоснабжения // Энергосбережение и водоподготовка. — 1999. — № 1. -С. 4−22.