Тепловые насосы прямого компримирования. Методы расчета, применения в области техники

для повышения эффективности разделения смеси на исходные компоненты в схему включены процесс ректификации и дефлегматор;

все процессы теплообмена протекают при конечных разностях температур, отличных от нуля;

для снижения потерь от дросселирования перед регулирующим вентилем устанавливают ОК или РТ.

Схема реальной одноступенчатой абсорбционной ХЛУ:

Рис. 17

РК - ректификационная колонка;

Г - генератор;

Р - линейный ресивер;

Дф - дефлегматор.

Принцип работы: в абсорбере А смешиваются рабочий агент и абсорбент. В результате смешения выделяется тепло, которое отводится в окружающую среду. Образовавшаяся смесь насосом Н через РТ1 направляется в верхнюю часть РК. Далее она самотеком стекает через насадку или тарелки. Навстречу ей из Г выходит пар рабочего агента с примесью абсорбента. В результате тепломассообмена между паровым и жидким потоками концентрация легкокипящего компонента (рабочий агент) в паровом потоке возрастает, а поток смеси за счет нагрева снижает концентрацию легкокипящего компонента. На выходе из РК концентрация рабочего агента составляет 85-90%. Для дальнейшей очистки пара рабочего агента в верхней части устанавливается дополнительный теплообменник - дефлектор. В дефлекторе циркулирует охлаждающая вода. За счет частичной конденсации рабочего агента из него выделяется флегма (остатки абсорбента), которая стекает в РК и далее в Г. На выходе из дефлектора концентрация рабочего агента составляет 98%.

12. Сравнение потерь циклов с регенерацией и без регенерации

Рис. 18

Увеличение работы ТКМ:

Цикл без регенерации.

L = LД - LИД = СР(Т2 - Т1) - СР(ТА - Т1)

LД = LИД / ik,

где ik - внутренний индикаторный КПД.

L = CP(TA - T1) / ik - CP(TA - T1) = CP(TA - T1)(1/ ik - 1).

Цикл с регенерацией

LP = CP(TA| - T1|)(1/ ik| - 1), ik| ik

LP L, так как (TA - T1) (TA| - T1|)

13. Перспективы применения тепловых насосов

В системах теплоснабжения многих стран широкое распространение получили парокомпрессионные тепловые насосы (ТН) мощностью до 0,5 МВт с поршневыми компрессорами. Производятся также винтовые ТН установленной тепловой мощностью до 9 МВт и турбокомпрессорные - выше 9 МВт. В настоящее время в мире в системах теплоснабжения эксплуатируется более 18 млн крупных ТН. В наибольших масштабах они применяются в Швеции, где общая установленная тепловая мощность ТН превысила 1200 МВт, а самый крупный из них имеет мощность 320 МВт.

В России общая установленная тепловая мощность ТН составляет всего 65 МВт [9]. За последние 10 лет государственная система разработки, строительства и эксплуатации теплонасосных установок практически прекратила существование. В СССР была система нормативных документов, разработки, изготовления ТН, проектирования теплонасосных установок (ТНУ) в системах теплоснабжения. Разработкой ТН занимался ВНИИхолодмаш (г. (Москва). Тепловые насосы выпускали на ПО «Мелитопольмаш» (45 - 65 кВт), экспериментальном заводе ВНИИхолодмаша (80 кВт), Читинском машиностроительном заводе (100 кВт), Московском заводе «Компрессор» (300, 500 кВт), НПО «Казанькомпрессормаш» (1,0, 2,5, 8,5, 11,5 МВт). В этих ТН была использована конструкция холодильных машин, что обусловливало их малый ресурс, так как соотношение давлений нагнетания и всасывания компрессоров ТН в три раза больше. Разработкой проектов установки ТН занимался ВНИПИэнергопром, Крымским филиалом которого было разработано 26 проектов с 117 ТН общей тепловой мощностью 165 МВт. Успешно эксплуатировались десятки систем теплоснабжения с ТН. Так, в Ялте работала теплонасосная система теплоснабжения с использованием теплоты морской воды мощностью 2,5 МВт. На Светлогорском целлюлозно-бумажном комбинате Ленинградской области эксплуатировалась ТНУ тепловой мощностью 18 МВт.

Перспективы применения ТН в российских системах теплоснабжения определяются их экономической и технологической востребованностью. Распространенная оценка эффективности ТН - по коэффициенту преобразования (отношению количества тепловой энергии на выходе ТН к количеству электрической энергии на его привод). По такой оценке для получения 100 Вт тепловой мощности на выходе ТН необходимо в среднем затратить 30 кВт электрической мощности. При работе ТН с электроприводом с учетом фактического КПД генерирования электроэнергии и ее потерь для получения на выходе из ТНУ 100 кВт тепловой мощности необходимо затратить 170 кВт (с учетом топливного эквивалента). При работе ТН с приводом от двигателя внутреннего сгорания (турбины) для получения на выходе ТН той же мощности (100 кВт) требуется только 88 кВт энергии первичного органического топлива. Хотя в настоящее время в России нет государственной программы развития теплонасосного теплоснабжения, определенная работа в этом направлении все же ведется. В Минэнерго РФ разработан проект государственного стандарта «Нетрадиционная энергетика. Тепловые насосы для коммунально-бытового водоснабжения». По заказу Госстроя РФ разработаны «Методические рекомендации по применению ТН и методика расчета технико-экономической эффективности их использования в ЖКХ» (разработчик - ФГУП «МНИИЭКО ТЭК», г. Пермь, научный руководитель - доктор техн. наук Д. Г. Закиров). Министерство науки и технологий РФ организовало тендер на создание ТНУ с использованием низкопотенциальных источников тепла единичной тепловой мощностью до 20 МВт.

Разработкой и производством ТН в России в основном занимается ЗАО «Энергия» (Новосибирск) под руководством кандидата технических наук Ю. М. Петина. Оно серийно выпускает ТН мощностью от 0,1 до 5 МВт. Наиболее массово производятся машины НТ-300. Такие ТН установлены в школе г. Карасук Новосибирской области, здании ЦСУ г. Горноалтайска, на курорте «Горячинск» в Бурятии, в г. Елизово и пос. Термальном на Камчатке, в совхозе «Мирный» Алтайского края. НТ-500 эксплуатируется в научном центре «Институт экологии» г. Красноярска. Две машины НТ-1000 установлены в Новосибирской области, четыре тепловых насоса НТ-3000 - в Тюмени и Каунасе. Стоимость российских ТН составляет 90 - 100 тыс. дол./МВт, что значительно ниже зарубежных. Так, в США стоимость поршневого ТН равна 279 тыс. долл/МВт, в Европе стоимость винтовых - 137 - 159 тыс. долл/МВт, турбокомпрессорных - 1500 тыс. долл/МВт.

Проектированием систем теплоснабжения объектов с использованием ТН в Москве занимается коллектив ОАО «Инсоляр-Инвест» под руководством кандидата технических наук Г.П. Васильева. Тепловые насосы АТНУ-15 Рыбинского завода приборостроения установлены в теплоснабжения зданий жилого дома в микрорайоне «Никули-2» в г.Москва, школы в д. Филиппово Люблинского района Ярославской области. Для столицы ими разработаны нормы проектирования теплонасосных систем теплоснабжения. Проектирование и строительство теплонасосных систем теплоснабжения с использованием теплоты шахтных вод и водопровода осуществляет коллектив ФГУП «МНИИЭКО ТЭК» под руководством доктора технических наук Д.Г. Закирова [10]. Наибольшими темпами теплонасосное теплоснабжение развивается в Новосибирской области. Там реализуется областная целевая программа установки ТН на объектах 30 населенных пунктов общей тепловой мощностью 21 МВт.

Мировой опыт свидетельствует о перспективности масштабного применения ТН в теплоснабжении. Наибольшие успехи достигнуты в условиях государственной поддержки. В России в настоящее время отсутствие большого спроса на ТН vjuen объяснить следующие причины:

- низкая стоимость топлива, тепловой и электрической энергии;

- отсутствие государственной технической, экономической политики и нормативной базы в этой области;

- недостаточная информация и малый опыт практического применения;

низкая надежность, ограниченность типоразмеров отечественных конструкций;

- высокой для отечественного рынка стоимостью зарубежных ТН.

Перспективы применения ТН в российских системах теплоснабжения определяются:

- технологической востребованностью, в том числе при использовании вторичных энергоресурсов, геотермальной энергии;

- тенденцией повышения цен на топливо, тепловую и электрическую энергию;

- наличием в стране опытных разработчиков и производителей ТН, способных при сотрудничестве с зарубежными партнерами обеспечить выпуск конкурентоспособных ТН.

Расчет парокомпрессионного теплового насоса.

Как известно, тепловые насосы используют бесплатные, возобновляемые источники энергии: низкопотенциальное тепло воздуха, грунта, подземных, открытых незамерзающих водоемов, сточных и сбросовых вод и воздуха, а также сбрасываемое тепло технологических предприятий. Для того чтобы это собрать затрачивается электроэнергия, но отношение количества получаемой тепловой энергии к количеству расходуемой электрической составляет порядка 3-7 раз. Если говорить только об окружающих нас источниках низкопотенциального тепла для использования в отопительных целях, это; наружный воздух температурой от -3 до +15 °С, отводимый из помещения воздух (15-25 °С), подпочвенные (4-10 °С) и грунтовые (около 10 °C) воды, озерная и речная вода (5-10 °С), грунтовой поверхностный (ниже точки промерзания) (3-9 °С) и земельный глубинный (более 6 м - 8 °C).

Выбор оборудования.

Поскольку температура антифриза может изменяться (от -5 до +20 °С) в первичном контуре теплонасосной установки необходим гидравлический расширительный бак.

Рекомендуется также установить на отопительной (конденсаторной) линии теплового насоса накопительный бак: компрессор теплового насоса работает в режиме «включено-выключено». Слишком частые пуски могут привести к ускоренному износу его деталей. Бак полезен и как аккумулятор энергии - на случай отключения электроэнергии. Его минимальный объем принимается из расчета 20-30 л на 1 кВт мощности теплового насоса.

При использовании биваленции, второго источника энергии (электрического, газового, жидко- или твердотопливного котла), он подключается к схеме через аккумуляторный бак, являющимся еще и термогидрораспределителем, включение котла управляется тепловым насосом или верхним уровнем системой автоматики.

В случае возможных отключений электроэнергии можно увеличить мощность устанавливаемого теплового насоса на коэффициент, рассчитываемый по формуле:

f = 24/(24 - t откл),

где t откл - продолжительность перерыва в электроснабжении.

В случае возможного отключения электроэнергии на 4 ч этот коэффициент будет равен 1,2.

Мощность теплового насоса можно подбирать исходя из моновалентного или бивалентного режима его работы. В первом случае предполагается, что тепловой насос используется как единственный генератор тепловой энергии.

Следует принимать во внимание: даже в нашей стране продолжительность периодов с низкой температурой воздуха составляет небольшую часть отопительного сезона. Например, для Центрального региона России время, когда температура опускается ниже -10 °С, составляет всего 900 ч (38 сут), в то время, как продолжительность самого сезона - 5112 ч, а средняя температура января составляет примерно -10 °С. Поэтому наиболее целесообразным является работа теплового насоса в бивалентном режиме, предусматривающая включение дополнительного источника в периоды, когда температура воздуха опускается ниже определенной: -5 °С - в южных регионах России, -10 °С - в центральных. Это позволяет снизить стоимость теплового насоса и, особенно, работ по монтажу первичного контура (прокладка траншей, бурение скважин и т.п.), которая сильно увеличивается при возрастании мощности установки.

В условиях Центрального региона России для примерной оценки при подборе теплового насоса, работающего в бивалентном режиме, можно ориентироваться на соотношение 70/30: 70 % потребности в тепле покрывают тепловым насосом, а оставшиеся 30 - электрическим или другим источником тепловой энергии. В южных регионах можно руководствоваться соотношением мощности теплового насоса и дополнительного источника тепла, часто используемым в Западной Европе: 50 на 50.

Для коттеджа площадью 200 м2 на 4 человек при тепловых потерях 70 Вт/м2 (при расчете на -28 °С наружной температуры воздуха) потребность в тепле будет 14 кВт. К этой величине следует добавить 700 Вт на приготовление санитарной горячей воды. В результате необходимая мощность теплового насоса составит 14,7 кВт.

При возможности временного отключения электричества нужно увеличить это число на соответствующий коэффициент. Допустим, время ежедневного отключения - 4 ч, тогда мощность теплового насоса должна быть 17,6 кВт (повышающий коэффициент - 1,2). В случае моновалентного режима можно выбрать тепловой насос типа «грунт-вода» мощностью 17,1 кВт, потребляющий 6,0 кВт электроэнергии.

Для бивалентной системы с дополнительным электрическим нагревателем и температурой подачи холодной воды 10 °С для необходимости получения горячей воды и коэффициента запаса, мощность теплового насоса должна быть 11,4 Вт, а электрического котла - 6,2 кВт (в сумме - 17,6). Потребляемая системой пиковая электрическая мощность составит 9,7 кВт.

Примерная стоимость потребляемого за сезон электричества, при работе теплового насоса в моновалентном режиме составит 500 руб., а в бивалентном при температуре ниже (-10°С) - 12 500. Стоимость энергоносителя при использовании только соответствующего котла составит: электричества - 42 000, дизельного топлива - 25 000, а газа - около 8000 руб. (при наличии подведенной трубы и существующих в России низких ценах на газ). В настоящее время для наших условий по экономичности работы, тепловой насос может быть сравним только с газовым котлом новых серий, а по эксплуатационным затратам, долговечности, безопасности (не требуется помещение котельной) и экологической чистоте превосходит все другие виды производства тепловой энергии.

Отметим, что при установке тепловых насосов в первую очередь следует позаботиться об утеплении здания и установке стеклопакетов с низкой теплопроводностью, что снизить тепловые потери здания, а значит и стоимость работ и оборудования.

Условный КПД тепловых насосов.

КПД теплового насоса приводит многих в замешательство, т.к. он если выполнить "очевидный расчет" принципиально больше 1, однако работа теплового насоса полностью подчиняется закону сохранения энергии. Т.е. действительно если считать тепловой насос "черным ящиком" то он потребляет энергии меньше, чем производит тепла. Однако подобные расчеты просто не учитывают источник энергии кроме потребляемого электричества. Таким источником обычно является теплый воздух или вода, которые нагревают Солнце или геотермальные процессы. Электроэнергия в устройстве не тратится непосредственно на нагрев, а тратится на "концентрацию" энергии источника тепла, как правило обеспечивая энергией работу компрессора. Т.е тепловой насос имеет два источника энергии - электричество и источник тепла (говорят источник низкопотенциального тепла) если расчет не учитывает источник тепла ,то получаются значения больше единицы, для современных тепловых насосов около трех. Однако если в расчете учесть и источник тепла, то КПД машины станет принципиально меньше единицы. Для избежания путаницы были введены коэффициенты: COP и степень термодинамического совершенства. Последний показывает насколько реальный тепловой цикл теплового насоса приближен к идеальному тепловому циклу.

Преимущества и недостатки.

К преимуществам тепловых насосов в первую очередь следует отнести экономичность: для передачи в систему отопления 1 кВт·ч тепловой энергии установке необходимо затратить всего 0,2-0,35 кВт·ч электроэнергии. Так как преобразование тепловой энергии в электрическую на крупных электростанциях происходит с кпд до 50 %, эффективность использования топлива при применении тепловых насосов повышается -- тригенерация. Упрощаются требования к системам вентиляции помещений и повышается уровень пожарной безопасности. Все системы функционируют с использованием замкнутых контуров и практически не требуют эксплуатационных затрат, кроме стоимости электроэнергии, необходимой для работы оборудования.

Ещё одним преимуществом тепловых насосов является возможность переключения с режима отопления зимой на режим кондиционирования летом: просто вместо радиаторов к внешнему коллектору подключаются фэн-койлы или системы «холодный потолок».

Тепловой насос надежен, его работой управляет автоматика. В процессе эксплуатации система не нуждается в специальном обслуживании, возможные манипуляции не требуют особых навыков и описаны в инструкции.

Важной особенностью системы является её сугубо индивидуальный характер для каждого потребителя, который заключается в оптимальном выборе стабильного источника низкопотенциальной энергии, расчете коэффициента преобразования, окупаемости и прочего.

Теплонасос компактен (его модуль по размерам не превышает обычный холодильник) и практически бесшумен.

К недостаткам тепловых насосов, используемых для отопления, следует отнести большую стоимость установленного оборудования, необходимость сложного и дорогого монтажа внешних подземных или подводных теплообменных контуров. Недостатком воздушных тепловых насосов является более низкий коэффициент преобразования тепла, связанный с низкой температурой кипения хладагента во внешнем «воздушном» испарителе. Общим недостатком тепловых насосов является сравнительно низкая температура нагреваемой воды, в большинстве не более +50°С ч +60°С градусов, причем чем выше температура нагреваемой воды, тем меньше эффективность теплового насоса и меньше надежность теплового насоса.

Перспективы.

Для установки теплового насоса необходимы первоначальные затраты: стоимость насоса и монтажа системы составляет $300-1200 на 1 кВт необходимой мощности отопления. Время окупаемости теплонасосов составляет 4-9 лет, при сроке службы по 15-20 лет до капитального ремонта.

Существует и альтернативный взгляд на экономическую целесообразность установки теплонасосов. Так, если установка теплонасоса производится на средства, взятые в кредит, экономия от использования теплонасоса может быть меньше, чем стоимость использования кредита. Поэтому массовое использования теплонасосов в частном секторе можно ожидать, если стоимость теплонасосного оборудования будет сопоставима с затратами на установку газового отопления и подключения к газовой сети.

Ещё более многообещающей является система, комбинирующая в единую систему теплоснабжения геотермальный источник и тепловой насос. При этом геотермальный источник может быть как естественного (выход геотермальных вод), так и искусственного происхождения (скважина с закачкой холодной воды в глубокий слой и выходом на поверхность нагретой воды).

Другим возможным применением теплового насоса может стать его комбинирование с существующими системами централизованного теплоснабжения. К потребителю в этом случае может подаваться относительно холодная вода, тепло которой преобразуется тепловым насосом в тепло с потенциалом, достаточным для отопления. Но при этом вследствие меньшей температуры теплоносителя потери на пути к потребителю (пропорциональные разности температуры теплоносителя и окружающей среды) могут быть значительно уменьшены. Также будет уменьшен износ труб центрального отопления, поскольку холодная вода обладает меньшей коррозионной активностью, чем горячая.

Заключение

Накопленный опыт разработки и внедрения систем теплоснабжения с тепловыми насосами позволяет сделать вывод о необходимости изложения некоторых методических положений применения тепловых насосов. В предлагаемой статье анализирую основные системные преимущества применения тепловых насосов в теплоснабжении, излагают свой взгляд на методику экономических обоснований их эффективности и на построение экономического механизма стимулирования участников теплоснабжающего процесса.

Техническая возможность и энергетическая эффективность применения тепловых насосов в качестве источников теплоснабжения и теплохладоснабжения доказана много лет назад. Однако практическое использование эти разработки в государствах СНГ получили только в последние годы на территориях, дефицитных по топливу, и на тех объектах, где применению тепловых насосов оказывается государственная поддержка.

В Республике Беларусь, имеющей ограниченные запасы собственных топливных ресурсов, применение тепловых насосов отнесено к приоритетным направлениям энергосбережения. Тепловые насосы установлены на 15 промышленных предприятиях, объектах жилищно-коммунального хозяйства и отдыха. Как правило, это опытно-промышленные системы теплоснабжения с парокомпрессионными тепловыми насосами, отличающимися типом, теплопроизводительностью, видом рабочего агента, источниками низкопотенциальной теплоты и теплопотребляющими процессами. В таблице приведены общие данные о некоторых разработанных авторами и внедренных системах.

Табл. 2

Однако несмотря на подтвержденную опытом эксплуатации эффективность, применение тепловых насосов (ТН) до настоящего времени рассматривается как рядовое энергосберегающее мероприятие, каких в энергетических программах множество. В действительности же роль ТН в теплоснабжении важнее. Благодаря своим технологическим и термодинамическим свойствам они включают в сферу теплоснабжения новые, ранее не задействованные связи, позволяя тем самым избежать ряд проблем, которые без ТН решить было бы сложно и дорого, а в отдельных случаях невозможно. В этом проявляются системные преимущества ТН по сравнению с другими теплоисточниками.

Остановимся кратко на важнейших из этих преимуществ.

Первое - возможность использования для теплоснабжения потоков низкопотенциальных ВЭР и природной теплоты. Это значительно расширяет ресурсную базу теплоснабжения, делает ее менее зависимой от поставок топливных ресурсов, что весьма важно в условиях дефицита и растущей стоимости органического топлива.

Одновременно утилизация низкопотенциальной теплоты в промышленности создает хорошие предпосылки для повышения эффективности энергоиспользования на предприятиях, снижения себестоимости выпускаемой продукции и роста рентабельности. Например, утилизация низкопотенциальной теплоты в системах оборотного водоснабжения предприятий позволяет существенно снизить расход подпиточной воды и объем отведения сточных вод, более экономно расходовать электроэнергию на выработку сжатого воздуха и др. Утилизация теплоты городских сточных вод повышает эффективность работы городских очистных сооружений и сокращает тепловое загрязнение водоемов.

Второе - рациональное использование электроэнергии в системах теплоснабжения. До сих пор использование электроэнергии с преобразованием ее в теплоту воспринимается энергетической отраслью как нерациональное и ущербное. При этом, как правило, ссылаются на неэффективность двойной трансформации теплоты первичного топлива в электроэнергию и электроэнергии в теплоту, а также на более высокие затраты на производство электроэнергии по сравнению с тепловой. Следует заметить, что такая позиция энергетической отрасли сложилась в условиях, когда электроэнергия использовалась для производстве теплоты напрямую, в различных электронагревателях и электрокотлах.

При применении ТН электроэнергия потребляется для трансформации теплоты со сравнительно низкой температурой в теплоту с температурой сети теплоснабжения, то есть одновременно реализуется как тепловое, так и силовое качество электроэнергии, благодаря чему достигается экономия первичного энергоресурса. По существу, расходуемая в ТН электроэнергия замещает высококачественное топливо: уголь, природный газ и жидкое топливо.

Основной смысл экономического вопроса в применении ТН с электроприводом заключается в правильной и объективной оценке эффективности такого замещения как по расходу первичного пропорции в названном размене складываются в пользу ТН. Проследим это на упрощенном примере применительно к белорусской энергосистеме.

Пусть ТН вырабатывает Q Гкал теплоты и потребляет для этого Э МВт Ч ч электроэнергии. Удельный расход топлива на получение электроэнергии (вэ) на замыкающей электростанции Белорусской энергосистемы (Лукомльской ГРЭС) с учетом потерь электроэнергии в ЛЭП в размере 9% составляет 347 кг у.т./МВт Ч ч. Удельный расход топлива на производство теплоты (в Q ) в энергосистеме с учетом потерь в теплопроводах - 15%, что составляет около 198 кг у.т./Гкал.

Основным уравнением, определяющим соотношения в производстве теплоты и потреблении электроэнергии в ТН, является известное выражение коэффициента преобразования (трансформации) энергии в ТН: е тн = Q /(0,86 Ч Э).

Примем значение коэффициента преобразования в случае утилизации теплоты низкопотенциальных ВЭР равным 3,5. Тогда экономия первичного топлива от применения ТН, по сравнению с альтернативным получением теплоты от теплоисточника энергосистемы, составит:

D Втн = (в Q Ч е Ч 0,86-вэ)Э = (198 Ч 3,5 Ч 0,86-347)Э = 249 Ч Э, кг у.т.

Удельная же экономия топлива в расчете на 1МВт Ч ч потребленной электроэнергии определится величиной:

D втн = D Втн/Э = 249 кг у.т. /МВт Ч ч.

Как видно, расход топлива в энергосистеме на производство электроэнергии для ТН более чем на 70% перекрывается экономией топлива на теплоснабжение в этой же энергосистеме. Это весьма важное обстоятельство необходимо учитывать при формировании тарифа на электроэнергию для ТН.

Вполне очевидно, что этот тариф должен быть ниже среднесистемного уровня. К такому же выводу приходим и при сопоставлении стоимости выработанной теплоты и потребленной электроэнергии. Стоимость теплоты в Белорусской энергосистеме в среднем составляет около 19 долларов США/Гкал, а стоимость электроэнергии - примерно 40 долларов США/МВт Ч ч . Из приведенного расчета видно, что на выработку 1Гкал теплоты в ТН расходуется 0,33 МВт Ч ч электроэнергии. Стоимость этой электроэнергии в энергосистеме составляет 0,33 ґ 40=13,2 доллара США, т.е. в 1,44 раза ниже стоимости произведенной теплоты в альтернативном варианте. Из этого следует, что определенное снижение тарифа на электроэнергию для ТН в целях достижения совокупного экономического эффекта не приведет к падению рентабельности энергетического производства в энергосистеме.

Третье - более широкое понимание централизации теплоснабжения. Применение ТН с электроприводом не сокращает централизацию теплоснабжения, а переводит ее на более качественный уровень, присущий электроснабжающим системам. При этом упрощается система регулирования подачи теплоты потребителям, от несовершенства которой в настоящее время теряется до 20% потребляемой теплоты. Существенный дополнительный эффект может быть получен от ТН, работающих с аккумуляторами теплоты и потребляющих электроэнергию в период ночного провала суточного графика электрической нагрузки в энергосистеме. При этом достигается обоюдная экономическая выгода: для ТН - за счет понижающей платы за электроэнергию по ночному тарифу, а для энергосистемы - за счет снижения себестоимости производимой электроэнергии при уплотненном графике электрической нагрузки.

Достаточно эффективно ТН могут использоваться непосредственно в действующих теплофикационных системах с теплоэлектроцентралями. Здесь они могут применяться для снижения температуры обратной сетевой воды с обеспечением дополнительной выработки электроэнергии по экономичному теплофикационному циклу, а также в системах оборотного водоснабжения для улучшения работы градирен.

Четвертое - свобода выбора привода для ТН. Бесспорно, электропривод является самым распространенным устройством, связывающим ТН с энергосистемой напрямую. Однако в конкретных условиях города в качестве привода для ТН могут применяться детандер-генераторные установки, использующие избыточное давление природного газа в газоснабжающей системе, небольшие гидроэнергетические установки, использующие избыточное давление воды в системе городского водоснабжения и водоотведения вследствие разницы геодезических отметок местности, ветроэнергетические установки, а также газотурбинные установки и двигатели внутреннего сгорания. Последние обладают определенным преимуществом перед другими видами привода, поскольку дают возможность догрева теплоносителя после ТН отходящими продуктами сгорания до температуры, существующей в местных системах теплоснабжения.

Преимущество ТН состоит также и в том, что они могут применяться в комбинации с другими нетрадиционными теплоисточниками, такими, как солнечные водонагреватели, биоэнергетические установки, установки по переработке и сжиганию твердых бытовых отходов.

Пятое -возможность использовать ТН для регулирования структуры топливопотребления города, региона и республики в целом. Дело в том, что затраты на сжигание различных видов топлива на электростанциях и в отопительных котельных сильно различаются. Переход с природного газа на твердое топливо в удельном исчислении в отопительных котельных обходится значительно дороже, чем на крупных тепловых электростанциях. Пока используются одни виды топлива (в условиях Беларуси - это природный газ), воздействие ТН на структуру топливного баланса не существенно. Но стоит только начать ограничивать поставки природного газа большой энергетике и для производства электроэнергии начать использовать другие виды топлива (включая ядерное), что вполне реально при дефиците запасов природного газа и росте его стоимости, как ТН становятся регулятором структуры топливного баланса с получением дополнительного системного эффекта в сфере топливоснабжения.

Можно назвать и другие менее значимые преимущества ТН. Но и приведенных достаточно, чтобы увидеть: ТН имеют существенные отличия от традиционных источников, которые необходимо учитывать при их экономическом выборе.

В настоящее время нет общепризнанной методики экономических обоснований эффективности применения ТН. Ее разработка во многом осложнена отсутствием единой типовой методики технико-экономических расчетов, утвержденной на государственном уровне, по примеру той, которая имелась в бывшем Советском Союзе. Применяемая сейчас при составлении бизнес-планов методика ПРООН оперирует критериями чистой дисконтированной прибыли и связывает выбор того или иного технического решения с экономическим интересом инвестора, ставя этот выбор в зависимость от существующей на данный момент налоговой системы, тарифной и ценовой политики, таможенного законодательства и других факторов, которые с течением времени могут меняться.

Вполне очевидно, что для принятия долгосрочных технических решений нужны устойчивые долгосрочные критерии, которые бы в полной мере отражали технико-экономические преимущества предлагаемого варианта. В то же время нельзя игнорировать и состояние текущей экономической ситуации, в условиях которой предстоит осуществлять предлагаемый вариант. По всей вероятности, необходим компромисс между объективной оценкой эффективности предлагаемого технического решения как такового и реальными экономическими условиями его осуществления.

Такой подход необходимо учитывать при разработке типовой методики технико-экономических расчетов. На данном этапе применительно к оценке эффективности ТН предлагается проводить экономическое обоснование одновременно по двум критериям:

Первый (основной) - суммарные приведенные затраты (годовые или дисконтированные за расчетный период в зависимости от различий сравниваемых вариантов по фактору времени). В этом критерии учитываются непосредственно связанные с данным вариантом единовременные капиталовложения и годовые издержки. Потребляемые топливные ресурсы учитываются по реальной их стоимости, теплота и электроэнергия по фактическим затратам на их производство.

Второй (дополнительный) - чистая дисконтированная прибыль инвестору от предлагаемого варианта технического решения, как это и предусмотрено методикой ПРООН. Наряду с единовременными капиталовложениями и годовыми издержками, этот критерий учитывает все налоги, платежи по кредиту, таможенные сборы. Все потребляемые ресурсы и производимая энергия учитываются по действующим ценам и тарифам.

Выявленные по данным критериям оптимальные варианты могут совпадать и не совпадать. В случае совпадения принимается оптимальный вариант. В случае несовпадения могут иметь место две ситуации: первая, когда при переходе от одного варианта к другому суммарные затраты увеличиваются на больший процент, чем процент чистой дисконтированной прибыли; второй - когда процент снижения чистой дисконтированной прибыли оказывается выше процента увеличения суммарных затрат. В первом случае предпочтение отдается оптимальному варианту по критерию суммарных приведенных затрат, во втором - оптимальному варианту по критерию чистой дисконтированной прибыли.