Домой Технологии Тепловые насосы большой мощности на юге России

Тепловые насосы большой мощности на юге России

5731
1

 В.А. МАЛКИН,
технический директор ООО «ИЭТ-Геотерм»

В статье рассмотрен вариант качественной сравнительной оценки целесообразности строительства систем тепло/холодоснабжения на базе теплонасосной технологии относительно «традиционных» технологических решений и сроков относительной окупаемости для объектов городской, курортной инфраструктуры в южных регионах России (Крым, Кавказ, Кубань, Азово- Черноморское побережье).

Природно-климатические условия юга России. Особенности Черноморского побережья Кавказа и Крыма

Южные районы России, рассматриваемые в данной статье — это регионы Краснодарского, Ставропольского края, Республика Крым. Климатические условия здесь характеризуются непродолжительным (в среднем до двух-трёх месяцев) «зим-
ним периодом» со средней температурой воздуха порядка +5 °C и продолжительным периодом «весна-лето-осень» (девять-десять месяцев) со средней температурой воздуха порядка +(15–20) °C. Особый регион — Черноморское побережье Кавказа и Крыма, где средняя температура воздуха составляет в зимний период до +(5–10) °C, а в период «весна-лето-осень» до +(18–22) °C. Для региона характерно обилие природных источников воды — реки, озера, моря, термальные и грунтовые воды на относительно небольших глубинах.

Требования к тепло/холодоснабжению объектов и сооружений

Все вышеуказанные климатические характеристики региона и условия для применения тепловых насосов (ТН) большой мощности (более 100 кВт «тепла/холода») обуславливают «портрет» потребителей.

В основном, это объекты городской и курортной инфраструктуры, а именно — гостиницы, турбазы, пансионаты, санатории; спортивные сооружения, базы, бассейны; торгово-развлекательные комплексы; медицинские учреждения, школы, детские сады; жилищные комплексы и т.д. Особенность перечисленных объектов — необходимость потребления как тепловой, так и холодильной энергии для обеспечения комфортных условий в различные периоды года.

Рельеф местности в регионе, как правило, пересечённый, особенно в горных районах. Это осложняет и удорожает строительство газовых магистралей (сетей), тепловых сетей и делает нерентабельным строительство мощных ТЭЦ или котельных, в основном преобладают локальные теплосети и котельные.

С электросетями проще — практически везде, даже в высокогорье (Приэльбрусье, и т.п.), проведены магистральные линии электроснабжения.

Тем не менее, востребованными остаются «традиционные» решения систем тепло/холодоснабжения:
❏ из разряда котельных (крышная, пристроенная, районная плюс теплосеть);
❏ из разряда холодильных машин (чиллер, VRV-система, мультизональная система, сплит-система).

С начала 1990-х годов всё более широкое распространение стали получать энергоэффективные системы: «когенерация» = «газопоршневая установка или газотурбинная установка плюс пиковый котёл»; «тригенерация» = «когенерация плюс АБХМ» (абсорбционная холодильная машина).

Исходя из природно-климатических условий региона, предлагается решение вопроса тепло/холодоснабжения на базе технологии теплового насоса с реверсивным рабочим циклом. В таком варианте отпадает необходимость строительства традиционной системы «котельная плюс холодильная машина», то есть достаточно построить систему ТНУ (теплонасосную установку), что существенно сокращает капитальные затраты на строительство и издержки при эксплуатации системы.

Применение ТНУ в системе «тригенерации» («когенератор плюс ТНУ») позволяет получить самый высокий коэффициент использования топлива (газа) и значительно сократить капитальные и эксплуатационные издержки.

Рассмотрим целесообразность применения ТН-технологии относительно «традиционных» решений систем тепло/холодоснабжения.

Качественная сравнительная оценка капитальных затрат

Введём критерий качественной сравнительной оценки капитальных затрат на строительство системы тепло/холодоснабжения по «традиционной» технологии и теплонасосной. Согласно «традиционной» технологии, газовая котельная требует строительства: газовой сети (магистрали); системы электроснабжения; котельной (система дымоудаления; узлы учёта газа; системы резервного топлива и т.д.); ИТП (индивидуальный тепловой пункт) или ЦТП (центральный тепловой пункт); получения согласований, разрешений, ТУ (технических условий), «лимиты» на газ и пр. (Горгаз, Ростехнадзор, Росприроднадзор, МЧС, операторы связи и т.д.); подготовки обслуживающего персонала ОПО (котельная — это прежде всего опасный промышленный объект).

Согласно «традиционной» технологии потребуется выбор одного из видов систем холодоснабжения, которые включают в себя: чиллер; VRV-систему; мультизональную систему; сплит-систему; АБХМ. Стоимость строительства любой из этих систем холодоснабжения сопоставима со стоимостью строительства ТНУ:

Сс.хол. ≈ СТНУ.

Отсюда следует вывод, что стоимость строительства «традиционной» системы тепло/холодоснабжения:

С1 = Сг.кот. + Сс.хол. > СТНУ в 1,5–2 раза, где Сг.кот. — стоимость строительства газовой котельной.

Выбор городской теплосети предполагает строительство ИТП (ЦТП) и подводящей теплосети; получение ТУ (технических условий) на подключение и «лимитов» от городской теплоснабжающей организации. Система холодоснабжения аналогична описанной в первом варианте.

Таким образом:

С2 = Ст.сети + Сс.хол. > СТНУ, при этом стоимость 1 Гкал тепла от городской тепловой сети СГкал.т.сети > СГкал.ТНУ в 2–3 раза.

В третьем случае («тригенерация» — «когенерация плюс система холодоснабжения») потребуется строительство энергоцентра, что означает устройство газопоршневой или газотурбинной установки; строительства «пиковой» котельной, АБХМ плюс градирни; подвода газовой сети; строительства здания энергоцентра и создания всех систем учёта, дымоудаления, резервного топлива и др.; строительства тепло/холодосетей, ИТП (ЦТП). Сюда же нужно прибавить получение согласований, разрешений, ТУ, «лимитов» на газ и пр. (Горгаз, Ростехнадзор, Росприроднадзор, МЧС, оператор связи и т.д.).

Итого С3 >> СТНУ в среднем в 3–5 раз!

Во всех вариантах строительство «традиционной» системы тепло/холодоснабжения дороже строительства системы на базе теплонасосной технологии.

В качестве примера приведём в табл. 1 сравнительный оценочный анализ вариантов концепций автономного энергоцентра тепло/холодоснабжения (отопление, горячее водоснабжение, кондиционирование) жилого комплекса в городе Сочи (курс 1$ = 76 руб.).

Топливная составляющая себестоимости

Рассмотрим «топливную» составляющую себестоимости 1 Гкал тепловой/холодильной энергии согласно тарифам РЭК Краснодарского края на первый квартал 2016 года для юридических лиц:
❏ Сгаз = 6,95 руб/м3;
❏ Сэ/э = 4,5 руб/кВт⋅ч.

Одна гигакалория тепла от:

  • котельной на дизельном топливе ≈ 4100 руб.; котельной на газовом топливе ≈ 1010 руб.;
  • котельной на электричестве ≈ 5510 руб.;
  • ТНУ «воздух-вода» ≈ 1500 руб.;
  • ТНУ «вода-вода» ≈ 1150 руб.

Одна гигакалория холода от:

  • сплитсистемы ≈ 1900 руб.;
  • VRV-системы ≈ 1310 руб.;
  • ТНУ (чиллера) «воздух-вода» ≈ 1500 руб.;
  • ТНУ «вода-вода» ≈ 1050 руб.;
  • АБХМ ≈ 1500 руб.;
  • системы пассивного кондиционирования ≈ 550 руб. (например, за счёт прокачки грунтовой воды из скважины).

Структура накладных расходов при эксплуатации

Рассмотрим структуру накладных расходов при эксплуатации систем тепло/холодоснабжения: амортизационные отчисления; арендные платежи; зарплата обслуживающего персонала; кредитные платежи; расчёты с надзорными органами за ОПО и т.д.

В результате получим, что эксплуатационные издержки традиционных систем тепло/холодоснабжения с учётом «топливной» составляющей и накладных расходов окажутся существенно больше, чем издержки эксплуатации ТНУ. Например, стоимость 1 Гкал тепла от газовой котельной с учётом накладных расходов будет на 25–30 % больше, чем стоимость 1 Гкал тепла от ТНУ

Окупаемость капитальных затрат на строительство

Рассмотрим вопрос окупаемости капитальных затрат на строительство вариантов систем тепло/холодоснабжения относительно ТНУ. (Вопрос носит философский характер — так, один из заказчиков решил его буквально за пару дней, продав построенный им объект покупателю по цене, превышающей его капитальные вложения.) Можно решать вопрос сокращения сроков окупаемости за счёт увеличения тарифов и платежей для арендаторов, если у заказчика коммерческий объект, но это снижает его конкурентоспособность.

Так что же необходимо учитывать в реальной ситуации, пытаясь оценить сроки окупаемости той или иной системы тепло/холодоснабжения?

Теория: капитальные затраты — С; эксплуатационные издержки — Э; доход — Д; прибыль — П = Д – Э; срок окупаемости — Т = С/П = С/(Д – Э).

Очевидно, что для снижения срока окупаемости системы необходимо снижать капитальные затраты на строительство, эксплуатационные издержки и повышать доходность объекта, не теряя его конкурентную привлекательность:

Т↓ = С↓/(Д↑ – Э↓).

В любом случае, заказчик объекта должен выбрать вариант системы тепло/холодоснабжения, и в этом случае рассмотрим «относительную» оценку капитальных затрат на строительство, эксплуатационные издержки и окупаемость проекта, например, таким образом.

Вариант А:
❏ капитальные вложения — Са;
❏ эксплуатационные издержки — Эа.

Вариант Б:
❏ капитальные вложения — Сб;
❏ эксплуатационные издержки — Эб.

Пусть Са > Сб, но Эа < Эб, тогда ΔС = Са – Сб, ΔЭ = Эб – Эа, отсюда «относительная окупаемость» Т = ΔС/ΔЭ. Проведём качественное сравнение технологических решений (относительная окупаемость) вариантов систем тепло/холодоснабжения по отношению к технологии ТНУ.

Рассмотрим варианты:
❏ газовая котельная плюс холодильная система — Са, Эа;
❏ электрокотельная плюс холодильная система — Сб, Эб;
❏ электрокотельная плюс сплит-систе- ма — Св, Эв;
❏ ТНУ (реверсивная, тепло/холод) — Сг, Эг. Получим, что Са >> Сг и Эа > Эг, тогда Т имеет отрицательное значение (в чём нет смысла), или Сб > Сг и Эб >> Эг, тогда Т также имеет отрицательное значение (тоже нет смысла), таким образом, ТНУ изначально выгоднее; а вот Св < Сг, но Эв >> Эг, тогда Т = (Сг – Св)/(Эв – Эг)!

Вывод: единственное конкурентное решение системы тепло/холодоснабжения относительно ТНУ по капитальным затратам — это система «электрокотельная плюс сплит-система», но это решение имеет значительно большие эксплуатационные издержки за счёт существенно большего потребления электроэнергии (в 3–5 раз) при выработке как тепла, так и холода и обладает значительно меньшим рабочим ресурсом по сравнению с ТНУ, что делает эту систему невыгодной при эксплуатации объекта более 2–3 лет — срока относительной окупаемости ТНУ.

При оценке эксплуатационных издержек ТНУ нужно учитывать круглогодичный режим работы, так как она обеспечивает тепло/холодоснабжение, и большой рабочий ресурс, что снижает амортизационные отчисления.

Требования к проектированию, строительству и эксплуатации ТНУ большой мощности

На сегодняшний день существует достаточная база документов (ГОСТы, СНиПы, ЕНы, СБЦ и др.) и нормативов, определяющих порядок и требования проектирования и строительства систем ТНУ. Основной (ключевой) момент — это выбор источника низкопотенциального тепла (НПТ). Природные ресурсы НПТ на юге России это: воздух (относительно тёплый круглогодично, в среднем от –10 до +10 °C, что выгодно для применения ТНУ «воздух-вода» схем EVI или Zubadan); грунтовые воды (повсеместно на небольших глубинах, с температурой +(8–14) °C); реки, озера, водоёмы (с температурой +(3–20) °C); моря (с температурой +(8–25) °C).

Но существуют и коммунальные источники НПТ в виде очищенных и неочищенных вод и стоков городских канализационных коллекторов и очистных сооружений с температурой +(10–20) °C.

Источники НПТ имеют разную степень доступности. К ним относятся: воздух (без проблем и ограничений); грунтовые воды (нужно разрешение Росприроднадзора); воды рек, озёр, морей (необходимы разрешение Росприроднадзора и согласование Кубанского водно-бассейнового управления); коммунальные источники (требуется согласование с местными управлениями Водоканала). Подача НПТ обеспечивается строительством скважин на грунтовую воду; водозаборов для речной, озёрной или морской воды; байпасных линий канализационных коллекторов или очистных сооружений.

Размещение оборудования теплонасосной установки в процессе проектирования или строительства объекта не требует отдельных сооружений, оно малогабаритное, экологичное, может быть размещено совместно с оборудованием систем кондиционирования, легко интегрируется с наружными и внутренними инженерными сетями объектов.

Экологические аспекты

Для объектов, расположенных вдоль береговой зоны рек, озёр, морей существуют санитарно-охранные зоны (трёх уровней), которые ограничивают строительство котельных и размещение топливопотребляющего оборудования. Такие же требования ограничений действуют и на территориях заповедников и национальных природных парков. Для теплонасосных установок таких вопросов не существует, так как это «зелёная» экологически безопасная технология, что также повышает её конкурентный уровень и привлекательность.

Примеры, объекты, характеристики

Гостиничный комплекс 4**** «Гамма», оборудованный ТНУ мощностью 1 МВт

Гостиничный комплекс 4**** «Гамма» (посёлок Ольгинка, Туапсинский район, Краснодарский край): 2008 год, мощность 1 МВт, источник НПТ — грунтовая вода из скважин.

В августе 2008 года было завершено строительство четырёхзвездочного комплекса гостиницы «Гамма», где спроектирован, смонтирован и запущен в эксплуатацию энергоцентр с использованием экологически безопасной, пожаровзрывобезопасной, экономически и энергетически эффективной технологии теплового насоса общей тепловой мощностью 1 МВт. Установка ТНУ позволила решить вопросы отопления, горячего водоснабжения (ГВС) и кондиционирования гостиницы (13 тыс. м2, 200 номеров) и пяти отдельно стоящих пятиэтажных спальных корпусов (7400 м2, 150 номеров), в зоне семейного отдыха, без подвода газовой магистрали. Данный проект является одним из крупнейших на территории России из реализованных российскими специалистами с использованием теплонасосной технологии.