С уважением, Александр Игоревич Прохоров академический советник

Российской Инженерной Академии +7 909 909 7667

Проект реконструкции центральных тепловых пунктов (ЦТП) и водогрейных котельных с целью автономной выработки электроэнергии

Задачи проекта Heat-El.

Снижение себестоимости поставляемой потребителям тепловой энергии. Увеличение надёжности теплоснабжения. Резервирование систем жизнеобеспечения (пожарная сигнализация, системы вентиляции,

лифты и т.п.) за счёт автономных источников, установленных в ЦТП и котельных. Высвобождение электрических мощностей в районах с закрытыми питающими центрами. Частичное высвобождение земельных участков, занимаемых ЦТП. Увеличение энергоэффективности ЦТП и котельных и ресурсосбережение. Выполнение требований по энергосбережению в соответствии с 261-ФЗ «Об

энергосбережении…».

Предпосылки к реализации проекта Heat-El.

Тепло для нужд отопления и горячего водоснабжения (ГВС) потребителей, преимущественно вырабатывается на ТЭЦ, отопительных и производственно-отопительных котельных, в качестве основного топлива потребляющих природный газ.

Электроэнергия, для обеспечения транспорта тепловой энергии потребителям, подводится к котельным от внешних сетей. Тепло потребителям передаётся по тепловым сетям и распределяется между потребителями с помощью ЦТП и индивидуальных тепловых пунктов (ИТП).

Вышеприведённая структура энергоснабжения показывает, что для теплоснабжения используются три вида энергоносителей: газ и горячая вода, а также электроэнергия, которые, соответственно, передаются по газопроводам, теплотрассам и по линиям электропередачи (ЛЭП). Если принять во внимание надёжность газопроводов, теплотрасс и ЛЭП, то наиболее надёжными будут являться газопроводы, надёжность которых примем за единицу.

Теплотрасса, позволяющая передавать такую же мощность, как и газопровод на порядок менее надёжна, что связано с более интенсивной коррозией теплотрасс.

ЛЭП, такой же мощности, как и газопровод уже на два порядка имеет меньшую надёжность, что связано с тем, что штатным режимом работы ЛЭП являются периодические кратковременные нарушения электроснабжения (КНЭ) или т.н. «мигания», связанные с периодическим замыканием проводов в связи с порывами ветра. КНЭ практически негативно не сказывается на работе ротационных потребителей, таких как насосы и тягодутьевое оборудование, однако КНЭ достаточно для срабатывания защитной автоматики котлов ТЭЦ, что приводит к необходимости их повторного розжига и риску хлопков (и взрывов), особенно при повторном розжиге низкоквалифицированным персоналом и в ночное время.

Рост экстремальности климата за последние два десятилетия, износ электросетевого хозяйства и падение квалификации электротехнического персонала увеличивают частоту локальных отключений и риски системных аварий (для Московского региона и смежных областей – весна 2005 г., зима 2010/11 гг.). При этом, начавшаяся установка газовых мини-ТЭЦ и резервных дизельных электростанций поможет обеспечить не размораживание только котельных и теплотрасс. Тепловая система конечного потребителя при аварии энергосистемы подвергается риску размораживания т.к. будут остановлены насосы ЦТП и горячий теплоноситель будет прокачиваться только в контуре между котельной и ЦТП. При этом практической возможности альтернативным способом резервировать работу ЦТП нет, т.к. к ЦТП не подведён газ и отсутствует возможность создания склада резервного топлива.

Применяемая технология.

Принцип действия электростанций, использующих органический цикл Ренкина (ОЦР) аналогичен принципу действия паровых ТЭЦ, также работающих по циклу Ренкина, но с тем

1 из 4

отличием, что в ОЦР, вместо воды, используется низкокипящая жидкость из озонобезопасных фреонов, способная кипеть при температурах +60 ÷ 80 °С или при иных температурах, в зависимости от располагаемого теплового перепада. Принцип работы энергоустановки на базе ОРЦ показан на Рис. 1.

Рис. 1

Циркуляция фреона обеспечивается насосом P-100, подающим фреон через рекуперативный теплообменник (ТО) в ТО E-100, где производится нагрев фреона сетевой водой (тепло Q2) до температуры 80 – 100 °С или до более высокой температуры. В результате нагрева фреон вскипает и в парообразном виде поступает в детандер-генераторный агрегат K-100, где совершает работу по выработке электроэнергии Q3. Электроэнергия Q3 частично используется для электроснабжения циркуляционного насоса P-100, а частично – для энергоснабжения потребителей, таких как ЦТП, котельная, жилой фонд и т.п.

Фреон, частично охлаждённый в рекуперативном ТО E-101, поступает в ТО E-102, где подогревает воду, поступающую на теплоснабжение потребителя. В результате охлаждения в ТО E-102, фреон конденсируется, отдаёт тепло Q4 потребителю поступает на вход циркуляционного насоса P-100.

По аналогичному принципу работают серийно производимые ОРЦ электростанции, см. рис. 2.

Рис. 2

Вариант исполнения тепловой схемы ЦТП, с выработкой электроэнергии на базе ОРЦ, показан на Рис 3.

2 из 4

Рис. 3

Как видно из Рис. 3, основными потребителями электроэнергии являются циркуляционные насосы системы отопления и горячего водоснабжения (ГВС), а также насосы холодного водоснабжения (ХВС). В отопительный сезон, когда потребителям поступает максимальное количество тепла и в работе находится максимальное количество насосов, электрогенератор работает на номинальном режиме. По мере снижения расхода тепла, например во внеотопительный период, из работы выводятся циркуляционные насосы отопительного контура, а пониженное количество электроэнергии, вырабатываемое из поставляемого потребителю тепла, достаточно для питания насосов ГВС и ХОВ.

В период проведения профилактики в системе теплоснабжения, в работе остаются насосы ХОВ и автоматика ЦТП, на указанные нужды должна быть зарезервирована незначительная электрическая мощность, составляющая на уровне 15-20% от присоединённой мощности ЦТП, которая будет использоваться на период профилактики, в течение 2 – 4 недель в году.

Экономическая эффективность.

Экономический эффект складывается из двух составляющих. Основной экономический эффект обеспечивают высвобождаемые электрические мощности для присоединения новых потребителей, а также снижение затрат на электроэнергию при работе ЦТП. Дополнительный экономический эффект заключается в повышении экономичности и надёжности ЦТП, минимизации рисков размораживания потребителей, а также в возможности использования части площадей реконструированных ЦТП для сооружения объектов коммерческой недвижимости.

На примере г. Москвы можно оценить экономическую эффективность реконструкции ЦТП:В 2012 г. ЦТП г. Москвы использовали 756,9 тыс. МВт•час. Присоединённая мощность

ЦТП составляет 365,4 МВА.Экономический эффект от замены сетевой электроэнергии на автономно вырабатываемую

электроэнергию, с учётом действующих тарифов на сетевую электроэнергию, составит 5 млрд руб./год, при этом увеличение теплопотребления, для г. Москвы составит 10,5% от существующего теплопотребления.

Стоимость оборудования для модернизации ЦТП установленной электрогенерирующей мощностью на уровне 300 МВт с 50% резервом, т.е. суммарной устанавливаемой мощностью 450 МВт составит в пределах 18 млрд. руб. с НДС. Это позволит, оставив для электроснабжения ЦТП в пределах 15 – 20% существующей электрической мощности, для работы систем ХВО во

3 из 4

внеотопительный сезон и при проведении ППР в системе теплоснабжения, другие мощности: 80 – 85% использовать для электроснабжения потребителей, испытывающих дефицит мощностей. Это позволит по г. Москве высвободить на уровне 230 – 250 МВт электрических мощностей, что может быть актуально именно в районах с закрытыми питающими центрами МОЭСК.

В таком случае срок окупаемости, учитывающий экономию на замещении электрической энергии тепловой энергией, составит 3,4 года.

При установке 300 МВт собственных генерирующих мощностей и сохранении существующих сетей в качестве 100% резерва, простой срок окупаемости, при стоимости генерирующего оборудования на уровне 12 млрд. руб. с НДС, составит 2,3 года.

Учитывая, что удельное потребление электрической энергии и установленная электрическая мощность на каждом конкретном ЦТП отличаются, в качестве типичного ЦТП можем принять ЦТП с тепловой мощностью в отопительный сезон на уровне 5 МВт (4,3 Гкал/час) с пиковой потребляемой электрической мощностью на уровне 50 кВт. При этом стоимость установки электрогенерирующего оборудования, системы автоматического управления (САУ) и частичная замена теплообменного оборудования будут стоить в пределах 4 млн. руб. для одного ЦТП. Стоимость установки в котельной 50 кВт на базе ОЦР составит 2 млн. руб.

При этом приведённый экономический эффект указан без учёта стоимости высвобождаемых электрических мощностей, стоимости частично высвобождаемых площадей ЦТП, а также без учёта роста энергоэффективности ЦТП при их реновации.

Реконструкция будет производиться следующим образом: при необходимости будет модернизировано основное оборудование ЦТП. При этом ЦТП будет дополнено комплектом теплообменного и генерирующего оборудования, которое позволит осуществлять работу без использования внешних электрических сетей. Внешние электрические сети останутся в качестве 100% резерва, что сделает модернизированные ЦТП более надёжными в сравнении с существующими ЦТП питающимися исключительно от внешних электрических сетей.

Заказчики реновации.

Владельцы ЦТП и котельных, администрации населённых пунктов, в которых будут проводиться работы по реновации.

Выгодоприобретатели.

Владельцы ЦТП и котельных за счёт получения дополнительной прибыли и снижения издержек и увеличения надёжности оборудования. Потребители тепловой энергии за счёт снижения стоимости тепловой энергии и увеличения надёжности теплоснабжения.

Девелоперы, возводящие объекты недвижимости в районах с закрытыми питающими центрами.

Партнёры.

Производители теплообменного оборудования, проектные организации, банки, лизинговые компании.

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, МГТУ им. Н. Э. Баумана, ВТИ

4 из 4