Технико-экономический анализ применения энергокомплекса в качестве установки для теплоснабжения и его сравнение с основными конкурентами

В.В. Папин, , Р.В. Безуглов, , Д.В. Добрыднев, , Е.М. Дьяконов, ,

В Энергетической стратегии Российской Федерации до 2035 года [1] значительное внимание уделено теплоснабжению как одному из наиболее ресурсоемких направлений использования энергетических ресурсов. Одним из приоритетных направлений развития топливно-энергетического комплекса РФ является повышение эффективности уже эксплуатирующихся и проектируемых объектов теплоснабжения, в том числе децентрализация и развитие распределенной энергетики [2]. Существующие теплогенерирующие установки отличаются значительным разнообразием как в части принципа работы, так и в части эффективности, экологичности, капитальных и эксплуатационных затрат [3]. Среди условно традиционных теплогенерирующих установок наиболее эффективным является газовый котел [4]. Среди перспективных установок можно выделить парокомпрессионные тепловые насосы (ПКТН). Несмотря на преимущества, присущие ПКТН, их основным недостатком является высокое потребление электроэнергии, а также наличие механических вращающих частей, что снижает надежность [5]. Данных недостатков лишены абсорбционные тепловые насосы (АБТН), которые являются теплоиспользующими, то есть работающими за счет подвода теплоты [6].

Актуальность

Рынок котельного оборудования и теплогенераторов в России отличается значительным разнообразием. Существующие котлы малой мощности могут работать на твердом, жидком и газообразном топливе, могут быть одноконтурными и двух-контуными, иметь открытую или закрытую камеру сгорания [7]. Можно отметить, что теплоснабжение в России отличается высокой степенью централизации теплоснабжения по сравнению с веду- щими странами, уровнем развития технологий индивидуального теплоснабжения [8, 9]. Среди распространенных теплогенераторов можно выделить также угольные и электрические котлы, а также котлы, работающие на дизельном топливе. Распространенным решением также могут считаться конденсационные котлы [10]. В данном обзоре указанные типы теплогенераторов не рассматриваются, поскольку могут считаться менее экологичными.

С це л ью ра з ра ботки н ов ого тра н сформ а тора теп л оты были п роан али зи ро в а ны и с ком б и ниров а ны сх е м ы А БТН и П К ТН. В ре з ул ь та те син те з а да н ных сх е мных ре ше н и й был а получена с х е м а новог о тра нс форм а тора те пл оты, который с ое д и няе т в с ебе пре имуще ств а А БТН и ПК ТН. На ба з е нов ого тра нс ф орм а тора те п л оты ра з ра бота на схе ма эне ргоком пл е кс а . Дл я оце нк и эффе к ти в нос т и прим е нени я эне ргокомп л е к с а не об х одим о пров ести технико-эко н оми чес к ий а на лиз е го использова ни я в каче с т в е тепл огене ра т ора и с ра в нить с г л авным конкурентом – газ ов ы м котл ом . Та к ка к эне р гокомп л ек с ба зир уетс я на « нов ом тра нс форм а торе теп л оты », то е с ть с м ыс л пр ов е с ти е го с ра в нен ие с с уще с т ву ющими транс форм а тора м и те п л оты: п арокомпрессионны м и аб сор б ц ионным .

Научная новизна

Н аучная новиз на з а к л юча ет с я в с л е д у юще м :

– впервые разработан новый трансформатор теплоты для привода от двигателя как механической энергией, так и теплотой, отличающийся от известных тем, что в одном рабочем контуре имеет систему концентраторов теплоты, включая ком- прессор механический и «химический», что позволяет, в отличие от существующих трансформаторов теплоты, более полно использовать для своей работы различные виды энергии, как по отдельности, так и комплексно, а также регулировать параметры трансформации теплоты под конкретные условия применения;

– впервые разработан теплоэнергетический комплекс на базе нового трансформатора теплоты, позволяющий, в отличие от всех устройств с аналогичным назначением (отопление и кондиционирование), развивать энергетическую эффективность в 1,1–3 раза больше по отношению к первичному источнику энергии.

Методология исследования

Принципиальная схема энергокомплекса

Принципиальная схема энергокомплекса на базе нового трансформатора теплоты представлена на рис. 1. Энергокомплекс включает двигатель внутреннего сгорания (ДВС), ПКТН и АБТН. Концентраторы теплоты (ПКТН и АБТН) включены параллельно, что повышает эффективность за счет комбинирования основных преимуществ ПКТН и АБТН. Механическая энергия используется для привода компрессора ПКТН, а тепловая энергия (от охлаждения рубашки двигателя и теплоты уходящих газов) – в АБТН. Для повышения компактности конструкции и сокращения тепловых потерь предложено объединить ПКТН и АТН в один контур с единым испарителем. Такое объединение дает вариации включения механического и «теплового» компрессоров: последовательно, параллельно и смешано. В последовательном соедине-

Рис. 1. Принципиальная схема энергокомплекса: 1 – конденсатор АБТН; 2 – конденсатор ПКТН; 3 – испаритель; 4 – приводной ДВС; 5 – тепловой компрессор; 6 – механический компрессор; 7, 8 – расширительные вентили Fig. 1. Principal energy complex scheme: 1 – AHP condenser; 2 – VCHP condenser; 3 – evaporator;

4 – drive ICE; 5 – thermal compressor; 6 mechanical compressor; 7, 8 – expansion valves

нии есть возможность ставить вначале либо механический, либо «тепловой» компрессоры, в параллельной схеме есть возможность организовать ее с общим конденсатором и раздельными. При последовательной же схеме трансформации подвергается уже трансформированный нижестоящим циклом поток, содержащий в себе уже стороннюю энергию «нижнего» цикла. Затем к этому потоку прибавляется сторонняя энергия «верхнего» цикла и потенциал дополнительно увеличивается. Первичная мощность низкопотенциального источника Q и сохраняется постоянной, аналогично току в цепи при последовательном соединении, отличием является то, что в процессе трансформации к нему последовательно добавляются потоки мощностей сторонней энергии N и Q г .

В целом параллельная схема показывает большую эффективность, чем последовательная, поэтому для технико-экономического анализа взята именно она.

Ниже будет приведен расчет энергокомплекса на базе нового трансформатора теплоты.

Исходные данные для проведения расчета

Для проведения технико-экономического расчета будет рассмотрен частный дом. Площадь объекта составляет 300 м2. Тепловая нагрузка на систему отопления будет принята 100 Вт/м2, итого получим тепловую мощность теплогенератора 30 кВт. Регион расположения дома – Ростовская область. Согласно СНиП «Строительная климатология» [11] продолжительность отопительного периода в Ростовской области составляет 171 день.

Есть смысл проводить сравнение энергокомплекса с имеющимися типами теплогенераторов: газовый котел, ПКТН, АБТН. В целом сравнение можно провести в двух вариантах:

– в перерасчете на м3 топлива, затраченного для рассматриваемой технологии;

– в рублёвом эквиваленте, актуальном на 2023 г.

За отопительный период (171 день) дом на отопление потребит следующее количество теплоты:

E = Q • т • К = 30 • 171 • 24 • 3600 • 0,52 =

= 230 480 640 кДж, где Q - расчетная тепловая нагрузка на систему отопления, кВт; τ – продолжительность отопительного периода, дней (принято 171 дней); К - коэффициент неравномерности потребления теплоты в течение отопительного сезона, вводится автором для простоты оценочных расчетов, рассчитывается на основании средней температуры отопительного сезона для рассматриваемой местности.

Расчет эксплуатационных затрат на теплоснабжение от газового котла

Для газового котла объем потребленного в отопительный период газа определяется:

Е 230 480 640

Ц =      = 36 000-0,95 = 6 7 3 9,2 М , где Qp - низшая теплотворная способность природного газа, кДж/м3 (принимается 36 000 кДж/м3); ПГК - коэффициент полезного действия газового котла (принимается пГК = 95 % = 0,95).

Эксплуатационные затраты на топливо для газового котла:

Э ГК = Ц Г • Ц = 7,5 • 6739,2 = 50 544 руб., где Ц_Г – стоимость газообразного топлива, руб./м³.

Расчет эксплуатационных затрат на теплоснабжение от трансформаторов теплоты

Методики расчетов ПКТН и АБТН известны и приведены в работах [12] и [13]. По данным методикам был выполнен термодинамический анализ эффективности ПКТН и АБТН в режимах работы, соответствующих климатическим условиям Ростовской области и условиям эксплуатации теплогенератора. Результаты расчетов приведены в табл. 1. Коэффициент преобразования показывает отношение количества теплоты, отведенной в систему отопления, к количеству теплоты, подведенной к теплогенератору. При расчетах принято, что температура среднепотенциального источника АБТН и температура конденсации ПКТН равны 50 °С, температура высокопотенциального источника АБТН равна 190 °С.

Абсорбционных тепловых насосов для бытового применения на рынке нет. Они, как правило, применяются в промышленности как установки большой мощности, производящие холод [14]. Для технико-экономического анализа была смоделирована установка малой мощности, использующая источник низкопотенциальной теплоты для выработки теплоты для системы теплоснабжения дома

Таблица 1

Результаты термодинамического расчета ПКТН и АБТН

Table 1

Thermodynamic calculation of VCHP and AHP

Температура низкопотенциального источника, °С	Коэффициент преобразования
	ПКТН	АБТН
–5	3,45	1,47
0	3,74	1,57
5	4,05	1,62
10	4,37	1,65

(как и ПКТН). В качестве источника теплоты используется теплота сжигания газа, аналогично газовому котлу.

При коэффициенте преобразования СОР АБТН = = 1,65, тепловой баланс АБТН выглядит следующим образом. Тепловая мощность, передаваемая потребителю:

Q _ 30 кВт.

Тепловая мощность, подводимая в генератор пара:

Qr = —-— _ 21 _ 18,75 кВт.

СОР АБТН 1,65

Тепловая мощность, подводимая из низкопотенциального источника (в испаритель):

Q_И = Q-Q_r = 30 - 18,75 = 11,25 кВт.

Затратная часть в данном балансе – это теплота, подводимая к генератору пара абсорбционного трансформатора теплоты от газового котла, аналогичного рассмотренному. Количество газа за отопительный период определится:

у _ Е _ ^{230 480} 640 _

Г “ СОР ДБТН-О Р - П гк ^_ 1,65-36 000^0,95 “

_ 4084,3 м3.

Эксплуатационные затраты на топливо для технологии абсорбционного трансформатора теплоты:

Э_АБТН _ Ц Г • у _ 7,5 • 4084,3 _ 30 632 руб.

В табл. 2 приведен расчет эксплуатационных затрат (расход газа и размер трат на топливо за отопительный период) при использовании технологии АБТН.

Парокомпрессионные трансформаторы теплоты или тепловые насосы широко распростра- нены и применяются для отопления в частных домах.

При коэффициенте преобразования СОР ПКТН = = 4,37 тепловой баланс ПКТН выглядит следующим образом. Тепловая мощность, передаваемая потребителю:

Q _ 30 кВт.

Механическая мощность, подводимая к компрессору:

^ _ —^— _ 21 _ 23,13 кВт.

^СОРПКТН    ^4,32

Тепловая мощность, подводимая из низкопотенциального источника (в испаритель):

QИ _ Q - ^ _ 30 - 6,86 _ 23,13 кВт.

Затратная часть в данном балансе – это механическая мощность, подводимая к компрессору парокомпрессионного трансформатора теплоты, подводится она, как правило, от электродвигателей, поэтому необходимо учитывать потери. Количество электроэнергии, потраченное на привод ПКТН за отопительный период:

„          Е        230 480 640

Е^ тт —---------—--------—

ЭЛ СОР пКТНЛ ДВ      4,37^0,98

_ 53 817 923 кДж ~ 14 949 кВт • ч, где ПдВ — КПД электрического двигателя (принимается 98 %) [15].

Эксплуатационные затраты для технологии парокомпресионного трансформатора теплоты:

Эпктн _ Ц • Е эл _ 4,5-14 949 _

_ 67 270,5 руб.

Большинство тепловых электрических станций (ТЭС) в России работает на природном газе [12].

Таблица 2

Эксплуатационные затраты на теплоснабжение при использовании технологии АБТН

Table 2

Operating costs for heat supply when using AHP technology

Температура низкопотенциального источника, °С	Коэффициент преобразования АБТН	Расход газа за отопительный период, м3	Затраты на топливо за отопительный период, руб.
–5	1,47	4584,5	34 383
0	1,57	4292,5	32 193
5	1,62	4160	31 200
10	1,65	4084,4	30 632

Таблица 3

Эксплуатационные затраты на теплоснабжение при использовании технологии ПКТН

Table 3

Operating costs for heat supply when using VCHP technology

Температура низкопотенциального источника, °С	Коэффициент преобразования ПКТН	Стоимость электроэнергии за отопительный период, руб.	Расход газа на ТЭС, м3
–5	3,45	85 211	5738,162
0	3,74	78 604	5293,225
5	4,05	72 587	4888,064
10	4,37	67 272	4530,128

Можно пересчитать, сколько технология ПКТН потребила газа, сожженного на ТЭС, при усредненном КПД станции и передачи электроэнергии к потребителю порядка пЭЛ = 33 % [16].

^V r —

Е ЭЛ

О н ' Л эл

53 817 923

36 000^0,33

4530 м3.

В табл. 3 приведены затраты на электроэнергию и пересчет на объем сожженного газа при использовании технологии ПКТН при различных рабочих условиях. В качестве хладагента использовался R717 (аммиак).

Расчет эксплуатационных затрат на теплоснабжение от нового трансформатора теплоты

Производим расчет упрощенной схемы при температуре низкопотенциального источника +10 °C. Расчеты проводятся при КПД двигателя 35 %, соответственно, мощность, передаваемая от ДВС к компрессору ПКТН, составит 4,71 кВт (значения взяты из программы «ДИЗЕЛЬ РК» для указанного КПД двигателя). Параметры ДВС, использующиеся в расчете, принимаются по табл. 4.

При расчете тепловой мощности конденсатора учитываются также потери при передаче механической энергии (принимаются 95 %), в таком случае полезная мощность компрессора ПКТН составит:

^ клктн — ^ ■ П м — 4,71 ■ 0,95 = 4,475 кВт.

Тепловая мощность конденсатора парокомпрессионного теплового насоса:

• ^Q кд . пктн ^— ^ К . ПКТН ■ ^С0Р ПКТН ^—

• —    4,475 ■ 4,37 — 19,56 кВт.

Теплота, воспринятая генератором пара от дымовых газов, составляет

^Q l . Д1     (^ в ^{+ 6} т ) ■ ^ р ■ ^(t p ^t окр ⁾

• —    (0,0078 + 0,00001696) х

х 1,158 ■ (500 - 190) — 2,806 кВт, где ср - средняя изобарная теплоемкость отработавших газов, кДж/кл°С при средней температуре уходящих газов 327 °С (принимается согласно работе [17] для продуктов сгорания углеводородного топлива); tг - температура отработавших газов (для дизельных ДВС без надува составляет 600-900 К [18]), °С; tокp - температура окружаю щей среды, °С; Св - расход воздуха, кг/с; Ст - расход топлива, кг/с.

Расход топлива был определен по формуле

_ _— 3600-Q

• ^{т    —} Он ,

где Q - количество теплоты, полученное при сжигании углеводородного топлива исходя из известного значения механического КПД; Q_н - теплота сгорания углеводородных топлив, для дизельного топлива составляет 42 500 кДж/кг.

Расход воздуха рассчитывался исходя из того, что для сжигания 1 кг дизельного топлива необходимо порядка 14,5 кг воздуха [19].

Теплота, воспринятая генератором пара, от двигателя внутреннего сгорания:

• ^Q Г . ДВС ^{— Q} Г . ДГ + ^Q P ^{— 2,806} + 4^,22г1 ^—

• —    7,033 кВт,

где QP - количество теплоты, отведенной от рубашки охлаждения, кВт. В данном расчете принимается

^Q P ^{— Q — (Q} MEX ^{+ Q} Г . ДГ ⁺ ^ЕУЧт ) .

Коэффициент преобразования абсорбционного теплового насоса при температуре низкопотенциального источника энергии на входе +10 °C составляет СОР АБТН — 1,647 (см. табл. 2).

Тепловая мощность конденсатора абсорбционного теплового насоса:

^Q KД . АБТН ^{— С0Р} АБТН ' ^Q Г . ДВС ^— — 1,647 ■ 7,033 — 11,58 кВт.

Определим рекуперированное от дымовых газов количество тепловой энергии:

• ^Q ДГ . РЕK О р ■ ^(t г . п ^t р ⁾ ■ № + ⁶_Т)

• —    (1,158 ■ (190 - 35) х

  х (0,0078 + 0,00001696)) — 1,4 кВт.

Определим приведенную мощность установки при температуре источника низкопотенциальной энергии на входе +10 °C:

• —    19,56 + 11,58 + 1,4 — 32,54 кВт.

Определим коэффициент энергетической эффективности:

К э

О к . пктн +О кд . абтн +О дг . рек о

_— О пр _— 32,54 _— 2 42

О 13,46       ,    .

Таблица 4

Тепловой баланс двигателя внутреннего сгорания

Table 4

Heat balance of internal combustion engine

Составляющие теплового баланса	Количество теплоты, кВт	Доля от общего баланса, %
Количество теплоты, полученное при сжигании углеводородного топлива	13,46	100
Теплота, преобразованная в механическую энергию	4,71	35
Теплота, переданная охлаждающей жидкости	4,227	31,4
Теплота, уносимая отработавшими газами	3,85	28,6
Неучтенные потери	0,673	5

Расход газа на энергокомплекс за отопительный период:

Каза

Е

Кэ^°Н

230 480 640

2,42^36 000

2645,5 м3.

Эксплуатационные затраты на топливо для технологии разрабатываемого энергокомплекса:

Э_ЭК = Ц Г • у Г = 7,5 • 2645,5 = 19 841 руб.

В табл. 5 приведены результаты расчета эксплуатационных расходов за отопительный сезон для нового энергокомплекса.

На рис. 2 показана зависимость коэффициента энергетической эффективности энергокомплекса от температуры низкопотенциального источника. Видно, что со снижением температуры источника эффективность энергокомплекса падает, что также характерно для АБТН и ПКТН.

На рис. 3 и 4 представлена зависимость расхода газа и эксплуатационных затрат за отопительный сезон для различных теплогенераторов в зависимости от температуры низкопотенциального источника.

На рис. 5 представлено сравнение капитальных и эксплуатационных затрат на сравниваемые типы теплогенераторов. Отложенные значения по оси ординат (затраты) при 0 уровне лет соответствуют капитальным затратам на тот или иной тип теплогенератора (к примеру, для ПКТН и АБТН – 250 тыс. руб., для энергокомплекса – 300 тыс. руб.).

Таблица 5

Эксплуатационные затраты на теплоснабжение при использовании технологии нового энергокомплекса

Table 5

Operating costs for heat supply when using new energy complex technology

Параметры энергокомплекса	Температура низкопотенциального источника, °С
	–5	0	+5	+10
Полезная мощность компрессора, кВт	4,4745	4,4745	4,4745	4,475
Тепловая мощность конденсатора ПКТН, кВт	15,437	16,734	18,121	19,56
Тепловая мощность, воспринятая генератором пара от двигателя внутреннего сгорания, кВт	7,033	7,033	7,033	7,033
Тепловая мощность конденсатора АБТН, кВт	10,387	11,041	11,393	11,58
Тепловая мощность, рекуперированная от дымовых газов, кВт	1,4	1,4	1,4	1,4
Тепловая мощность установки, кВт	27,224	29,176	30,915	32,54
Коэффициент энергетической эффективности энергокомплекса	2,022	2,167	2,296	2,42
Расход газа на энергокомплекс за отопительный период, м3	3166,2	2954,4	2788,4	2645,5
Эксплуатационные затраты на топливо за отопительный период, руб.	23 747,18	22 158,19	20 913,24	19 841,65

Температура низкопотенциального источника. °C

Рис. 2. Эффективность энергокомплекса в зависимости от температуры низкопотенциального источника Fig. 2. The efficiency of the energy complex depending on the temperature of the low-potential source

Рис. 3. Расход газа за отопительный сезон Fig. 3. Gas consumption for the heating season

Рис. 4. Эксплуатационные затраты за отопительный сезон Fig. 4. Operating costs for the heating season

Рис. 5. Срок окупаемости технологий теплогенераторов Fig. 5. Payback period of heat generator technologies

Полученные результаты и перспективы использования

Представленный технико-экономический анализ показывает, что предлагаемый энергокомплекс имеет эксплуатационные затраты (по тарифам энергоносителей на 2022 г.) в 1,5 раза ниже, чем у АТН, в 2,5 раза ниже, чем у ГК, и в 3,3 раза ниже, чем у ПКТН. При этом экономия газа по сравнению с АТН – также в 1,5 раза, с ГК – также в 2,5 раза, а с ПКТН экономия газа уже в 1,6 раза близка к экономии с АТН. Таким образом, мы видим примерно одинаковую эффективность АТН и ПКТН в пересчете на газ и снижение расхода газа при переходе на ЭК в 1,5 раза, а в сравнении с ГК – в 2,5 раза.

Окупаемость, без учета дисконтирования, ЭК по сравнению с ПКТН – 1,2 года, с АТН – 5,2 года, с ГК – 9,6 года. В зависимости от стоимости подключения к источнику энергии (газ, низкопотенциальный источник) эти значения могут сильно меняться вплоть до моментальной окупаемости по сравнению с ГК. В представленном техникоэкономическом анализе учитывалась стоимость основного оборудования: трансформатор теплоты (тепловой насос), газовый котел. При этом для трансформатора теплоты не учитывалась стоимость подключения к низкопотенциальному источнику (грунтовый зонд, воздушный теплообменник, грунтовая вода и т. д.), так как его стоимость может сильно отличаться в разных случаях. Это справедливое допущение, так как подключение газового оборудования к газопроводу так же может отличаться многократно, в зависимости от ситуации (от бесплатного до десятков миллионов). В данном анализе считаем, что условный потребитель уже имеет подключение к низкопотенциальному источнику и газу. Стоимость парокомпрессионного трансформатора теплоты принимаю как среднюю на 2022 г. из представленных на рынке бюджетных моделей, так же и по газовому котлу. Абсорбционных же трансформаторов теплоты мощностью порядка 30 кВт на рынке не представлено, применяются, как правило, трансформаторы мощностью от 0,5 МВт и выше, поэтому с учетом сложности конструкции, аналогичной ПКТН, была принята стоимость условного АТН 30 кВт, равная стоимости ПКТН 30 кВт.

Заключение

В статье было выполнен анализ эксплуатационных затрат различных теплогенераторов и проведено сравнение капитальных и эксплуатационных затрат. В качестве конкурирующих решений рассматривались газовый котел, абсорбционный и парокомпрессионный тепловые насосы. Проведенные расчеты показывают, что применение АТН для теплоснабжения является эффективным решением, которое не требует подключения к электросети, а только источник теплоты, поэтому достаточно странно, что их до сих пор нет в широком использовании в киловаттных мощностях для индивидуальных потребителей. В то же время еще более эффективным решением является применение энергокомплекса, комбинирующего в себе преимущества ПКТН и АБТН. Расчеты показывают, что применение энергокомплекса позволяет снизить эксплуатационные затраты за счет снижения расхода топлива. Например, ЭК имеет эксплуатационные затраты в 1,5 раза меньше, чем АТН, и в 2,5 раза меньше, чем газовый котел. Окупаемость энергокомплекса на базе нового трансформатора теплоты при коэффициенте энергетической эффективности 2,42 составляет около 1,5 лет, что выше, чем у имеющихся конкурентов. Окупаемость, без учета дисконтирования, ЭК по сравнению с АТН составляет 5,2 года, с ГК – 9,6 года.

Стоит отметить, что в других внешних условиях окупаемость может изменяться, к примеру, снизиться до 5 лет по сравнению с газовым котлом. Поэтому в каждом отдельном случае должен выполняться детальный технико-экономический анализ применяемого для теплоснабжения решения. Считаем разработку АТН для бытового применения в диапазоне мощности 5–100 кВт весьма перспективным направлением.