НЕКОТОРЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОЦЕНКИ ПРИ ВНЕДРЕНИИ

ТЕПЛОВЫХ НАСОСОВ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ

А.А. Злобин, В.Н. Курятов, А.П. Мальцев, Г.А. Романов

Получены некоторые оценки экономической эффективности при внедрении

парокомпрессионных тепловых насосов (ТН) в промышленности, в частности в

системах отопления, в технологических процессах нагрева (охлаждения) сырьевых

потоков и др.

Энергосбережение в промышленности на основе использования тепловых насосов (ТН) преследует основную цель – уменьшение затрат первичного топлива для производства теплоты.

Масштабы затрат топлива на теплоснабжение и многочисленные технологические процессы нагрева в различных отраслях промышленности весьма велики и составляют 3040 % от суммарных затрат топлива. В этой ситуации рациональное использование ТЭР является основным направлением повышения энергоэффективности производства. Одним среди эффективных технических решений энергосбережения в промышленности является внедрение ТН и комбинированных установок теплохладоснабжения, термодинамическая эффективность которых очевидна и доказана еще в 1852 г. У. Томсоном. За последние несколько десятков лет в развитых странах возросло производство ТН и эксплуатируется примерно 20 млн. установок мощностью от кВт до десятков МВт.

В нашей стране ТН практически не применяются и их массовое освоение в промышленности вряд ли возможно на ближайшую перспективу из-за сложившейся ситуации цен на ТЭР и значительных капитальных и эксплуатационных затрат по сравнению с традиционными источниками (ТЭЦ, котельная). Этот факт подтверждается результатами многочисленных энергетических обследований (более 100 крупных предприятий), проведённых авторами статьи.

Вместе с тем, практически каждое обследованное предприятие регулярно включает в свои инвестиционные программы энергосбережения мероприятия по внедрению тепловых насосов.

Очевидно это связано с «агрессивными» тенденциями производителей ТН на рынке высокотехнологичной, дорогой техники, которые не оговаривают дополнительных, специфических условий практической адаптации этих установок к реальной ситуации, учёт которых, в принципе, может превратить высокоэффективное мероприятие в убыточное, а иногда невыполнимое в реальных условиях. Практически все рекламы производителей ТН представляют эти установки, как наиболее эффективные устройства, позволяющие получать в раз больше "высокопотенциальной" тепловой энергии для отопления и ГВС, чем затраты механической энергии со сроком окупаемости до 3-х лет.

На наш взгляд, в такой обстановке необходимо иметь определённые знания в области практического использования ТН с учётом индивидуальных особенностей многочисленного ряда ТН, необходим предварительный технико-экономический анализ и подробный бизнес-план проекта по их внедрению.

Принципиальная схема парокомпрессионного ТН и процессы в диаграмме lg P- h представлены на рис 1.

Qк lg P К Qк 3 3 РК КМ ДВ ТК L РИ 4 4 ТО И Qо Qо h Рис. КМ – компрессор, К – конденсатор, ДВ –дроссельный вентиль, И –испаритель.

Энергетический баланс ТН запишется Qк = Qо + L, где Qк – тепловой поток, отведенный в конденсаторе при Тк, К;

Qо – тепловой поток, подведенный в испарителе при То, К;

L – затраченная мощность в цикле.

Энергетическая эффективность ТН оценивается коэффициентом трансформации тепла — отоп, который определяется отоп = Qк / L, кВт (теплоты)/ кВт (электроэнергии).

На рис. 2 представлены идеальные и реальные значения отоп в зависимости от Тк и То.

Рис. При температуре конденсации коэффициент трансформации tк = 60°С действительного цикла ТН находится в интервале отоп = 2 4, а идеального — 5 8.

Причем при сближении tо к tк отоп стремится к. То есть применение ТН достаточно эффективно в процессах, у которых tк незначительно отличается от tо, например, дистилляция и разделение близкокипящих смесей в нефте-химической и пищевой промышленности, когда ТН используется одновременно для выработки тепла и холода [1].

Для более объективной оценки эффективности ТН обычно используют коэффициент использования первичной энергии (топлива) (КПЭ), который определяется как отношение отпущенной теплоты к энергии первичного топлива, затраченного на привод компрессора ТН.

В качестве примера приведем энергетическое сравнение основных способов получения теплоты.

Промышленная котельная ТН с приводом компрессора от электродвигателя с отоп = 3,5 (источник электроэнергии КЭС).

Из энергетического баланса ТН следует, что теплота, взятая у холодного источника, составляет в % ТН с приводом компрессора от ДВС (двигателя внутреннего сгорания) 155 % - 50 % - 30 % = 75 % – теплота, взятая у холодного источника.

С точки зрения термодинамической эффективности максимальный КПЭ возможно получить при использовании в качестве привода компрессора – ДВС, так как часть теплоты продуктов сгорания можно утилизировать в рекуператорах.

равным 3,5.

На самом деле, при внедрении ТН, о возможной экономии можно судить по расходу первичного топлива или по относительному расходу топлива при выработке одинакового количества теплоты.

Обозначим через в относительный расход топлива где В1 – расход топлива при работе котла, В1 = вк · Q;

В2 – расход топлива при работе ТН, В2 = вэ · -----.

где вэ – удельный расход условного топлива на выработку 1 кВт·ч электроэнергии вк – удельный расход условного топлива на выработку 1 Гкал теплоты на котельной.

Примем в расчетах Здесь возможны 3 варианта:

если в = 1 — нет выгоды при использовании ТН, в < 1 — выгоднее использование ТН, в > 1 — выгоднее использование котельной.

Тогда предельное значение отоп можно оценить Процесс принятия инвестиционных решений в промышленности отдельной хозяйственной единицей базируется не столько на оценке экономической выгоды проекта в целом, например, снижение расхода топлива, сколько на оценке конкретного инвестиционного проекта с точки зрения частного инвестора, которая базируется на финансовом анализе, то есть в основном на сроке окупаемости.

Нормативный срок окупаемости в экономике СССР составлял 8 лет. Из-за кризиса в экономике России с 90-х годов реальные пороговые требования инвесторов к эффективности капиталовложений снижены до 2 - 5 лет.

Простой срок окупаемости можно оценить, как где К — капитальные затраты, в руб.;

Э — экономический эффект от внедрения проекта, руб./год.

В качестве примера для доказательства утверждений, представленных выше рассмотрим некоторые из возможных вариантов использования ТН, которые требуют предварительной оценки технико-экономической эффективности:

1. Использование ТН в технологических процессах нагрева сырьевых потоков и готовой продукции за счёт утилизации сбросной теплоты.

Очевидно менее дорогим и более эффективным способом на первом этапе утилизации теплоты по отношению к ТН является применение рекуператоров, регенераторов или котлов-утилизаторов. Рекуперация тепловых ВЭР на обследованных предприятиях составляет менее 50 % от максимального выхода вторичных энергоресурсов. Так, например, на одном из химических производств, для того чтобы вернуть конденсат на ТЭЦ с требуемой температурой, его охлаждают в дополнительно установленных воздушных охладителях (АВО), сбрасывая избытки теплоты в окружающую среду.

Практически все обследованные предприятия имеют избыток тепловых высокопотенциальных ВЭР, которые необходимо утилизировать с помощью простых теплообменников и не требуют применения дорогих ТН.

2. Применение ТН в системах теплоснабжения.

Для удовлетворения потребителей постоянной тепловой нагрузкой при наличии постоянного источника низкопотенциальной теплоты и при незначительном теплоподъёме, (например, с 30 С до 50 С, системы ГВС) энергоэффективно использовать ТН.

Однако экономичность ТН резко снижается с ростом отношения температур (т.е. с уменьшением минимальной и ростом максимальной температур цикла), а также при использовании ТН при изменении сезонных тепловых нагрузок в зависимости от температуры наружного воздуха. Причём, для большинства районов России максимальная отопительная нагрузка отличается от средней примерно в раза. Поэтому в зимний период ТН должен вырабатывать максимальное количество теплоты при максимальной температуре сетевой воды 150 С, что в принципе получить с помощью существующих ТН практически невозможно.

Для обеспечения сезонных нагрузок с помощью ТН необходимо их сочетать с пиковыми котельными, предусмотреть плавное регулирование производительности (например, частотный привод) и одновременно решить вопрос об уменьшении температуры обратной воды до 3040 С.

В публикациях по этой тематике, к сожалению, недостаточно данных для оценки экономической эффективности использования реальных тепловых насосов в системах теплоснабжения, либо эти данные несколько преувеличены, например, срок окупаемости проектов оценивается в 1,52 года. По нашим оценкам срок окупаемости таких проектов гораздо выше.

Ниже, в качестве примера, приведены расчёты экономической эффективности по использованию компрессионного теплового насоса в системе теплоснабжения с климатической зоны России [2]. Рабочее вещество – R12. Производительность ТН теплосети – 90 С /70 С. Температура источника низкого потенциала (артезианская скважина) –15 С.

Исходные данные для расчетов были взяты из [2]:

Количество теплоты, отпущенной потребителям за отопительный сезон:

Расход электроэнергии на привод компрессора ТН и насосов (артезианского, циркуляционного и др.):

Расход условного топлива для варианта отопления от котельной:

Расход условного топлива для варианта отопления с помощью ТН+пиковая котельная:

где ВПК – расход топлива на пиковой котельной, кг у.т.;

ВТН = Эbэ – расход топлива на ТН, где Э – расход электроэнергии на привод ТН, кВтч, к, т.с. – КПД котельной и тепловых сетей.

Экономия топлива от замещения котельной тепловым насосом с пиковой котельной составляет:

или в процентах – 25 %.

Финансовая экономия составит (в предположении, что топливо – природный газ, стоимостью Ц=660 руб./1000 м3):

Простой срок окупаемости:

где З – капитальные затраты на ТН (ТН500 – 2,7·106 руб.), Простой срок окупаемости при замещении электрокотлов тепловым насосом с пиковой котельной можно оценить:

где Э1 – расход электроэнергии в котельной с электрокотлами (предположим э.к. = 1), кВтч, Э2 – расход электроэнергии на привод ТН с пиковой котельной, кВтч.

или в процентах – 54%.

Финансовая экономия составит:

Простой срок окупаемости:

Такая разница в сроках окупаемости объясняется разницей тарифов на электроэнергию и топливо (природный газ) [3] (стр. 43).

При внедрении ТН необходимо иметь ввиду, что срок окупаемости, приводимый в рекламах производителями ТН и в большинстве журнальных публикаций оценивается при замещении электрокотлов тепловыми насосами [4,5].

Несомненно, приведённые варианты не охватывают всё многообразие ситуаций, требующих конкретных предварительных расчётов. Тем не менее, некоторые очевидные факторы, которые требуют обязательного учёта при внедрении ТН, приведены ниже.

1. Традиционная ориентации в России на централизованное теплоснабжение, которое в ряде стран вообще отсутствует;

2. Ограниченность максимальной температуры цикла ТН, температуры до которой можно эффективно вырабатывать теплоту. Для R12 и R22 эта температура не превышает 60 С, а для R142 температура может достигать 70 С. Для специальных промышленных установок можно получить максимальные температуры порядка 120140 С с использованием холодильных агентов типа R113, R114. Однако «холодный источник» в данном случае должен обладать температурой порядка 70 С;

3. Неблагоприятное соотношение цен на электроэнергию и топливо. Так, например, стоимость электроэнергии в Центральном регионе России примерно в 20 раз выше стоимости единицы теплоты. Поэтому даже при коэффициенте трансформации ТН отоп 46, их применение не даёт экономической выгоды по сравнению с традиционным методом;

4. Значительные капитальные затраты на ТН, которые в 68 раз выше, чем капитальные затраты для обычных систем отопления на базе котлов, работающих на природном газе (стоимость отечественных ТН без НДС составляет 160180 тыс. долларов США за 1 Гкал/ч);

5. Повышенные эксплуатационные расходы на ТН, которые снижаются с понижением стоимости электроэнергии и увеличением продолжительности составляет 16 000$);

6. Достаточно больший срок окупаемости ТН и сравнительно низкий срок службы ТН до капитального ремонта, который для отечественных трансформаторов типа ТН-3003000 составляет 3545 тыс. часов.

7. Экономичность работы ТН в значительной степени зависит от правильного выбора источников теплоты «низкого» потенциала и потребителей теплоты «высокого» потенциала. В частности, для решения вопроса о целесообразности внедрения ТН необходимо также иметь в виду:

совпадение по времени и по температурным уровням выхода сбросных потоков теплоты и потребителей теплоты повышенного потенциала;

относительное расположение источников теплоты и потребителей;

состояние теплоносителей (газ, жидкость);

соотношение между возможным потреблением теплоты и возможностями «холодного источника»;

использование ТН можно предусматривать только после реализации максимальной рекуперации теплоты существующих горячих технологических потоков;

климатические условия региона;

соотношение региональных тарифов на электроэнергию и топливо (например для г. Москвы).

Стоимость 1 кВтч теплоты (при тарифе на электроэнергию 1 руб./кВтч) (при цене газа – 663 руб./1000 м3) (при цене электроэнергии – 1 руб./кВтч) Из анализа данных таблицы следует, что соотношение стоимости за кВт·ч теплоты, полученной с помощью ТН и, например, в котельной составляет 0,33/0,079 4. Поэтому, чтобы получить финансовую выгоду от применения ТН по сравнению с котельной, необходимо, по крайней мере, четырехкратное увеличение тарифов на топливо (газ).

1. Термодинамическая эффективность ТН очевидна, т.к. на каждый затраченный кВт·ч электроэнергии можно в реальном компрессионном тепловом насосе получить 34 кВт·ч теплоты, причем экономия топлива, по сравнению с котельными, может составить от 4 до 6 кг у. т. на 1 ГДж вырабатываемого тепла.

2. Вместе с тем, получение финансовой выгоды, при сложившейся ситуации цен в России на электроэнергию и топливо, а также с учетом значительных капитальных и эксплуатационных затрат на ТН в настоящее время, вряд ли возможно из-за значительного срока окупаемости.

1. Е.И. Янтовский, Л.А. Левин. Промышленные тепловые насосы.

М.: Энергоатомиздат, 1989.

2. Тепловые и конструктивные расчёты холодильных машин.

Под ред. И.А. Сакуна. Л.: Машиностроение, 1987. – 423 с.

3. В.Г. Лисиенко, Я.М. Щелоков, М.Г. Ладыгичев. Хрестоматия энергосбережения.

Справочное изд. В 2-х книгах. М.: Теплоэнергетик, 2002.

4. В. Колпаков. Альтернативные системы теплоснабжения с использованием тепловых насосов. М.: Энергосбережение, выпуск № 4, 1999.

5. В.С. Славин, В.В. Данилов,. Повышение эффективности системы централизованного теплоснабжения на основе применения технологии тепловых насосов.

Энергосбережение и водоподготовка, № 2, 2000, с.5 14.