Экономическая эффективность парокомпрессионных тепловых насосов

Сокращение расходов на отопление и горячее водоснабжение, снижение зависимости от поставок (импорта) органического топлива во многих регионах, не имеющих собственных месторождений и источников топлива, являются весьма актуальными задачами.

По сравнению с автономными котельными, работающими на органическом топливе, применение ПТН может быть оправдано в случае, если стоимость сэкономленного топлива (энергии) в течение 2-4 лет превышает либо равна увеличению неэнергетической части произведенных годовых затрат (капитальных затрат, затрат на обслуживание и ремонт), которые, как правило, выше при применении ПТН как более дорогих [4.3].

Экономия топлива при сопоставлении теплоснабжения с помощью ПТН и котельных определяется:

где GK- расход топлива в котельной в тоннах условного топлива (т у.т, низшая теплотворная способность одной т у.т QH= 7,0 Гкал);

Кк, КТН - коэффициенты использования первичной энергии в котельной и тепловом насосе.

Для котельной

где - коэффициент полезного действия котла. Для теплового насоса

где (р- коэффициент преобразования;

г]ээ - коэффициент полезного действия производства электроэнергии в случае использования ТН с электроприводом;

г]тд - коэффициент полезного действия в случае использования теплового двигателя (двигатель внутреннего сгорания, паровая или газовая турбина).

Рассмотрим два альтернативных автономных теплоисточника: котельную, потребляющую для выработки тепловой энергии 1000 т у.т. угольного топлива за отопительный сезон, что при теплотворной способности угля Qy = 5,0 Гкал/т составляет 1400 тонн натурального угля за отопительный сезон (при коэффициенте полезного действия угольных котлов 7/д- =60%, полезная выработка теплоты в угольной котельной составляет 4200 Г кал в год) и тепло-насосную станцию с ПТН типа «вода-вода», также вырабатывающую за отопительный сезон 4200 Г кал тепловой энергии.

Для региона Среднего Поволжья продолжительность отопительного сезона составляет 5200 ч, т.е. среднечасовая тепловая нагрузка системы теплоснабжения (включая потери в системе) составляет 4200/5200 = 0,8 Гкал/ч. Следовательно, в угольной котельной должны быть установлены два котла теплопроизводителыюстыо по 0,8 Гкал/ч (один из них - т.н. «горячий» резерв).

Альтернативный теплонасосный теплоисточник также состоит из двух агрегатов тепловой мощностью по 928 кВт (0,8 Гкал/ч) и при работе на НИТ с температурой 7 °С (грунтовая вода из скважин) и температуре нагретой воды теплосети 60 °С имеет коэффициент преобразования ср=3,0.

Экономия топлива

ДС = С,(1-^/^х^э)=1000(1-0,6/3,0х0,33) = 394 т ут или 551>6

натурального угля за отопительный период. При стоимости натурального угля с транспортными, погрузочно-разгрузочными расходами на месте потребления 1300 руб./т, (например, стоимость поставки угля в котельную комплекса «школа + больница» на заволжской территории г. Чебоксары в 2003 г.) экономия в денежном выражении составит 717,1 тыс. руб. [4.3]. Капитальные затраты на приобретение, монтаж, технологическую обвязку и пусконаладку котельного оборудования, в соответствии с проектно-сметной документацией составляют 2 800 тыс. руб. (без стоимости зданий и сооружений, которую принимаем равной в обоих вариантах). Капитальные расходы на приобретение, монтаж, технологическую обвязку и пусконаладку теплонасосного оборудования, бурение скважин, подачу и отвод НИТ составляют 5000 тыс.руб. Срок окупаемости дополнительных капзатрат теплонасосного варианта составляет:

При одинаковых затратах на ремонт, амортизацию оборудования (с учетом того, что срок службы ПТН больше срока службы угольных котлов) разница в эксплуатационных расходах в котельной и теплонасосном теплоисточнике определяется разностью стоимостей израсходованных за отопительный сезон угля в котельной и электроэнергии в теплонасосной системе. Стоимость израсходованного угля составляет: Су= 1300 xGK = 1300 х 1400 = 1820 тыс. руб. При средневзвешенной стоимости (с учетом льготного ночного тарифа) одного кВт ч электроэнергии 0,63 руб. [4.3], стоимость израсходованной на электропривод тепловых насосов электроэнергии равна: Сээ = 0,63 х 1,163 х 4200/3 = 1025,766 тыс. руб. Расход электроэнергии на электропривод погружных насосов НИТ из скважин составляет 10% от израсходованной на электропривод тепловых насосов [4.3], т.е. величину 1,163x4200/3= 162,8 МВт ч, а стоимость дополнительного расхода электроэнергии: Сдэ=0,6)3x162800=102,6 тыс. руб.

Экономия эксплуатационных расходов в теплонасосном варианте составляет: ЛС=Суээдэ = (1820 - 1025,766 - 102,6) х 1000 = 691,634 тыс.руб., т.е. примерно соответствует величине экономии, полученной из расчета экономии угля (717,1 тыс. руб.). Отношение стоимости 1 кВт ч энергии электрической к стоимости 1 кВт ч энергии топлива в данном регионе позволяет прогнозировать экономическую целесообразность использования тепловых насосов для теплоснабжения при наличии в достаточном количестве НИТ. В рассмотренном выше примере это отношение составляет Цдэ/Цт = 2,81. Как показывает зарубежный и отечественный опыт, приемлемый срок окупаемости капитальных вложений в использование теплонасосной техники в 2 года достигается при отношении Цзэ /ЦтЗ.О. Например, в Швеции и Германии это отношение равно 1,3 и 2,2 соответственно [4.3]. В России из-за низких цен на органическое топливо это отношение составляет для электроэнергии (при электроотоплении) 1,0; для твердого и жидкого топлива - 2,5-5,0; а для природного газа - 6,0-8,0. Если известны цены на электрическую энергию, топливо, а также низшая теплотворная способность топлива, легко рассчитать величину Цээ/Цт для любого региона и вида топлива, используемого в данном регионе и предварительно оценить экономическую целесообразность внедрения ПТН. Наиболее выгодна замена электроотопления теплонасосным; здесь срок окупаемости затрат - 1 -2 года.

Расход топлива в энергосистеме па производство электроэнергии для ПТН более чем на 60-70% перекрывается экономией топлива на теплоснабжение в этой же энергосистеме. Это является серьезным аргументом при формировании региональных тарифов на электроэнергию для ПТН. Пусть ПТН вырабатывает Q Гкал теплоты и потребляет для этого Э МВт-ч электроэнергии. Удельный расход топлива на получение электроэнергии (В,) с учетом потерь в ЛЭП в размере 10% составляет 341 кг у.т./МВтч. Удельный расход топлива на производство теплоты (Во) в энергосистеме с учетом потерь в теплопроводах в размере 15% составляет около 200 кг у.т./МВт ч.

Примем коэффициент преобразования ПТН при утилизации низ- копотенциальпой сбросной теплоты <р= Q/0,86x3 = 3,3, тогда экономия первичного топлива от применения ПТН, по сравнению с альтернативным получением теплоты от теплоисточника энергосистемы, составит: ДВтн = (BQ х ср х 0,86 -Вэ)хЭ = (200 х 3,3 х 0,86 - 341) х Э = 226,6 х Э кг у.т. Удельная экономия топлива в расчете на 1 МВт ч потребленной электроэнергии определяется как ДЬти= ДВтц/Э = 226,6 кг.у.т. Таким образом, расход топлива в производстве электроэнергии для ПТН более чем на 66% (226,6/341x100%) перекрывается экономией топлива на теплоснабжение в этой же энергосистеме [4.25].

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ   След >