Если применение теплонасосных установок (ТНУ) для автономного теплоснабжения отдельно стоящего здания – это решение проблемы при невозможности подключения к централизованному теплоили газоснабжению, то применение ТНУ в теплофикационных системах это путь к совершенствованию и повышению экономичности последних. Объективный недостаток теплофикационных систем – вынужденная затратная эксплуатация систем транспорта тепла и связанный с этим уход потребителей к автономному теплоснабжению может быть частично компенсирован применением ТНУ.

Есть следующие варианты применения ТНУ:

• Дополнительное подключение к теплофикационным системам новых потребителей тепла.
• Подключение к теплофикационным системам потребителей холода.
• совершенствование теплоэнергетических установок теплофикационных систем.

Ниже рассмотрены как самостоятельно экономичные варианты, так и спорные или возможные только в результате организационных действий.

В то время как ТНУ получают все более широкое применение для отопления и летнего кондиционирования воздуха отдельных объектов, для городской застройки с высокой плотностью тепловой нагрузки получить нужное количество низкопотенциального тепла затруднительно, особенно в период пиковых нагрузок (при низких температурах наружного воздуха). Поэтому в реализованных или рассматриваемых проектах крупные ТНУ используют тепловую энергию морской воды, водоемов, канализационных стоков, затопленных шахт. Наиболее мощная теплонасосная станция (320 МВт) работает в стокгольме. Для городов России с крупными теплофикационными системами наиболее актуален вопрос эффективного применения ТНУ как дополнения к существующим системам централизованного теплоснабжения.

1. Использование ТНУ в многоквартирных домах совместно с централизованным теплоснабжением

1.1. Киев

Наиболее ярким примером работы теплового насоса, использующего теплоту грунта и канализационных стоков, в системе горячего водоснабжения может послужить опытная система с ТНУ, установленная в общежитии аспирантов в Киеве.

Поскольку тепловая мощность установленного теплового насоса оказалась недостаточной для того, чтобы он мог полностью обеспечивать все потребности здания в горячей воде в зимний период, когда температура холодной водопроводной воды была близка к 0 °С, зимой вместе с тепловым насосом работал параллельно включенный теплообменник, в котором вода подогревалась теплоносителем из тепловой сети. Тепловой насос включался автоматически лишь в часы повышенного водоразбора. Тем не менее, полученные в результате исследований данные, в особенности, относящиеся к работе сточно-гликолевого теплообменника, могут быть интересны специалистам, поскольку сами теплообменники такого рода в литературе не описаны.

На рис. 1 представлена схема фрагмента теплового пункта этого здания. Два сточно-гликолевых теплообменника 1, выполненные из нержавеющих коаксиально установленных труб диаметром 100 и 125 мм, работают в общем циркуляционном контуре с грунтовыми теплообменниками 2, изготовленными из полиэтиленовых U-образной формы труб (60 шт.) диаметром 14 мм, погруженными в грунт петлями длиной по 3 м (глубина ограничена возможностью бурения в подвале уже построенного здания – т.е. высотой потолка подвала).

Рис. 1. схема испытательного стенда опытной установки: 1 – сточно-гликолевые теплообменники; 2 – грунтовые теплообменники; 3 – теплообменник системы централизованного теплоснабжения; 4 – узел ввода тепловой сети; 5 – тепловой насос; 6 – циркуляционный насос водного раствора этиленгликоля; 7 – циркуляционный насос контура водоподогревателей; 8 – циркуляционный насос системы ГВс; 9 – закрытые баки-накопители горячей воды; 10 – балансировочные вентили испытательного стенда; 11 – регулятор температуры прямого действия контура конденсатора; 12 – электромагнитный клапан; 13 – регулятор температуры водоподогревателя; ДТ1-ДТ5 – датчики температуры испытательного стенда; ХВ – холодная вода из водопровода.

Насос 6 обеспечивает циркуляцию водного раствора этиленгликоля между источниками низкопотенциального тепла 1, 2 и испарителем теплового насоса 5. При работе компрессора теплового насоса в его конденсаторе подогревается вода, циркулирующая при помощи насоса 7, подающего подогретую воду в баки-накопители 9. Параллельно конденсатору теплового насоса установлен теплообменник 3, присоединенный к узлу ввода тепловой сети 4.

Для регулирования теплового потока, кроме регулятора, встроенного в тепловой насос 5, использованы регуляторы 11, 12 и 13. Регулятор, встроенный в тепловой насос, настроен для работы в системе горячего водоснабжения таким образом, что он автоматически включает компрессор теплового насоса при температуре поступающей в конденсатор воды ниже 26 °С, а при поступлении из бака воды с более высокой температурой компрессор автоматически отключается. Таким образом, если бакинакопители настолько заполнены горячей водой, что в самой холодной точке бака температура превышает 26 °С, то тепловой насос работать не будет. Другой автомат, встроенный изготовителем в тепловой насос, не позволит компрессору по условиям его защиты включиться ранее, чем через 7 мин после отключения. Поэтому в схему добавлен электромагнитный клапан 12, который связан с компрессором теплового насоса так, что при работе компрессора он открыт, а при останове – закрывается.

При отсутствии этого клапана холодная вода могла бы в течение 7 мин, свободно протекая через конденсатор неработающего теплового насоса, поступать в самую горячую часть бака-накопителя, в результате чего жители, принимающие теплый душ, могли внезапно оказаться под струей холодной воды. Конструктивно клапан 12 выполнен с возможностью пропуска небольшого расхода воды при закрытом клапане. Это сделано для того, чтобы датчик температуры встроенного в тепловой насос регулятора мог уловить момент, когда в конденсатор начнет поступать вода с температурой ниже 26 °С, чтобы тепловой насос мог вовремя включиться.

Температура холодной воды, поступающей на подогрев в конденсатор теплового насоса, изменяется в интервале от 1 до 26 °С, в то время как температура подогретой воды должна находиться в более узком диапазоне допустимых температур 50-55 °С. Обеспечить такой диапазон удалось при помощи регулятора температуры прямого действия 11 и ручного балансировочного вентиля на байпасной линии. Балансировочный вентиль настроен таким образом, что при открытии электромагнитного клапана 12, в то время, когда клапан 11 закрыт, через балансировочный вентиль проходит минимальный расход воды. если бы байпаса не было, то при пуске компрессора и отсутствии протока воды через конденсатор сработал бы автомат защиты, который при повышении давления конденсации холодильного агента отключает компрессор без возможности последующего автоматического запуска.

При наличии байпасной линии холодная вода сразу после пуска компрессора начинает поступать на подогрев в небольшом объеме, ограниченном положением балансировочного вентиля. Через несколько секунд, после того как температура подогретой воды достигнет 50 °С, автоматически и постепенно открывается регулятор температуры прямого действия 11, и расход подогреваемой воды увеличивается, в то время как ее температура остается все время на уровне 50-55 °С. Регулятор 11 поддерживает эту температуру в течение всего времени работы компрессора, увеличивая расход нагреваемой воды при повышении температуры и уменьшая его при понижении температуры.

Циркуляционные насосы 6 и 7 работают безостановочно. Насос 7 подает воду не только в конденсатор теплового насоса, но и в теплообменник 3, тепловая мощность которого регулируется клапаном 13 по обычной для тепловых пунктов схеме. °Сновными теплофизическими параметрами теплонасосной установки являются расходы и температуры жидкостей, циркулирующих в различных контурах. Расходы сточной воды в канализационных трубах измерить практически невозможно, но они определялись косвенным путем на основе теплового баланса сточно-гликолевого теплообменника.

Летний режим. Температура в канализационной трубе в течение ночи изменялась в диапазоне от 23 до 31 °С, т.к. лето, и вода из водопровода, попадающая в небольшом количестве в канализацию через неплотности смывных бачков, имела примерно такую же температуру. Колебания температур сточной жидкости носят случайный характер, и уложить эти колебания в рамки строгих математических зависимостей вряд ли возможно.

Самые теплые стоки отмечены во время пиковых водоразборов, и это вполне естественно, а достаточно резкие колебания температур в это время можно объяснить тем, что потребителей горячей воды в доме, где проживает 150 чел., относительно немного, и влияние каждого открытого крана здесь более заметно, чем это было бы в большом доме.

Температура охлажденного этиленгликоля колебалась от 8 до 19 °С. Эти крайние значения можно рассматривать как равновесные в режимах работающего и остановленного теплового насоса. Продолжительность выхода на низшую (8 °С) равновесную температуру – около 2,5 ч, а на высшую (19 °С) – примерно 2 ч. Всего в течение суток тепловой насос работал 12-13 ч.

В отличие от режима активного охлаждения теплообменников, когда температура на входе этиленгликоля в теплообменники была самой низкой в системе, в режиме повышения температур, возникшем при остановке теплового насоса, самой низкой температурой становится температура этиленгликоля после грунтового теплообменника.

Это происходит из-за того, что при работающем тепловом насосе на температуру этиленгликоля оказывает воздействие испаритель, а также грунтовый и сточно-гликолевый теплообменники, в то время как при неработающем компрессоре испаритель исключен из этого процесса, и теплообмен происходит между грунтом и стоками. Реализуется этот процесс при посредничестве этиленгликоля, который при неработающем компрессоре продолжает циркулировать в своем контуре, играя роль промежуточного теплоносителя.

Благодаря именно этой необычной роли постоянно подогреваемый теплыми стоками грунт легко восстанавливает свой температурный потенциал, способствуя работе теплового насоса с неизменно высоким коэффициентом преобразования. Известно, что грунтовые теплообменники, охлаждающие грунт постоянно в течение зимы, к концу отопительного сезона обрастают ледяными наростами, что заметно ухудшает коэффициент преобразования теплового насоса, и даже за летний период изначальный тепловой потенциал грунта не всегда восстанавливается полностью.

В приведенной схеме достаточно 2,5 ч, в течение которых тепловой насос «отдыхает», для того, чтобы грунт восстановил свою естественную температуру, которая, как это видно из кривых на рис. 2 а, находится вблизи +17 °С. Напомним, что в данном случае речь идет не о грунте вообще, а о трехметровом слое грунта, расположенном непосредственно под пятном здания.

На рис. 2 а не нанесена кривая изменения температуры воды на выходе из конденсатора теплового насоса, которая автоматически поддерживалась на уровне 47-52 °С.

Рис. 2. Характер изменения температур этиленгликоля и канализационных стоков: а – летом (17 августа 2006 г.); б – осенью (17 ноября 2006 г.); в – зимой (31 января 2007 г.).

Осенний режим. Изначально тепловой насос общежития аспирантов предназначался для работы в летний период с использованием теплоты атмосферного воздуха.

С этой задачей он успешно справлялся в течение 8 лет, и после подключения новых источников низкопотенциальной теплоты его эффективность при работе в летний период еще более повысилась.

К концу осени экспериментальный тепловой насос, номинальная тепловая мощность которого составляет всего 25 кВт, перестал справляться с задачей обеспечения бесперебойного горячего водоснабжения шестиэтажного общежития, для которого по действующим нормам проектирования необходим (с учетом имеющихся емкостей) водоподогреватель мощностью 35 кВт. Когда вода стала поступать из городского водопровода с температурой 10 °С и ниже, в конденсаторе не удавалось подогревать ее до температуры 50 °С.

Поэтому зимой параллельно тепловому насосу был включен водоподогреватель, работающий на сетевой воде ТЭЦ, и в середине ноября тепловой насос уже не мог нагреть необходимый объем воды самостоятельно (рис. 2 б).

В отличие от летнего режима, когда температура этиленгликоля не понижалась ниже +7 °С, теперь его самая низкая температура достигала –1 °С. Именно при такой температуре устанавливалось в конце ноября тепловое равновесие в теплообменной системе «грунт – этиленгликоль». самая высокая температура этиленгликоля не превысила 15,5 °С, и это на 3,5 °С ниже, чем в августе.

Температура в канализационной трубе опускалась до 14 °С, потому что водопроводная вода, попадающая в канализацию, в основном, через неплотности смывных бачков, имея начальную температуру около 8 °С, подогревалась в неизолированных трубопроводах водоснабжения, в смывных бачках, а также в канализационных стояках, проходящих через отапливаемые помещения. В течение суток температура стоков, поступающих в греющий контур сточно-гликолевого теплообменника, изменялась в диапазоне от 14 до 30 °С, а температура стоков, покидающих дом, была на 0,5-3 °С ниже.

Верхний температурный уровень грунтового массива понизился по сравнению с летним периодом от 17 до 14 °С. Так же, как и летом, температура грунта успевает восстановиться до верхнего уровня во время ночного перерыва в работе теплового насоса, правда, для этого потребовалось уже не 2,5 ч, а 4 ч, т.к. период активного охлаждения более продолжителен, чем летом.

В течение суток середины ноября тепловой насос работал 20 ч. Температуры воды на выходе из конденсатора теплового насоса в этот период поддерживались на уровне 44-47 °С.

Зимний режим. Чтобы поднять температуру горячей воды на нормативный уровень (50-55 °С), пришлось задействовать теплообменник. В течение всей зимы тепловой насос автоматически включался только в часы пикового водоразбора. На рис. 30в показано, как изменялись температуры жидкостей, участвовавших в процессе преобразования тепловой энергии в тепловом насосе в течение суток.

Температура стоков в канализационной трубе ночью снижалась до 7 °С, потому что попавшая в канализацию водопроводная вода с начальной температурой около 2 °С подогревалась в трубопроводах, проложенных внутри дома. В течение суток температура стоков, поступающих в греющий контур сточно-гликолевого теплообменника, изменялась в диапазоне от 7 до 32 °С, а температура стоков, покидающих дом, была на 0,5-4 °С ниже.

Температура охлажденного этиленгликоля колебалась от 4 до 20 °С. Эти значения рассматриваются как равновесные в режимах работающего и остановленного теплового насоса. Период активного использования низкопотенциальных источников энергии в это время года не превышал 7 ч в сутки. Вода в конденсаторе теплового насоса подогревалась при этом до 50-58 °С.

Основные результаты:

1. Технические решения обеспечения теплом системы горячего водоснабжения жилого дома от теплового насоса, использующего низкопотенциальную энергию канализационных стоков этого дома и грунта, расположенного под ним, в том виде, как они реализованы в общежитии аспирантов КиевЗНИИЭП, продемонстрировали работоспособность экспериментальной установки и ее эффективность.
2. Температура сточной жидкости, которую обычно сливают в канализацию, достигает зимой 31 °С, и ее тепловой потенциал можно использовать. сточно-гликолевые теплообменники, общая длина которых в экспериментальной системе была ограничена 8 м, используя этот потенциал далеко не в полной мере, обеспечили около половины тепловой мощности теплового насоса.
3. Величина удельного теплового потока от поверхности сточно-гликолевого теплообменника, выполненного из стальной нержавеющей трубы диаметром 100 мм, отнесенная к одному метру его длины, находится в интервале значений 0,53-1,16 кВт/м, а коэффициент теплопередачи в процессе исследований колебался в диапазоне 125-211 Вт/(м2 К).
4. Удельная тепловая мощность расположенного в подвале дома грунтового теплообменника, отнесенная к погонному метру скважин глубиной 3 м с U-образными полиэтиленовыми трубками диаметром 16,2 мм, находится в интервале 24- 52 Вт/м. Величина удельного теплового потока из грунта, отнесенная к площади той части подвала здания, в которой пробурены скважины, находится в диапазоне значений 39-86 Вт/м².
5. Тепловой насос работал со средней величиной коэффициента преобразования 3,5.
6. совместная работа сточно-гликолевого и грунтового теплообменников в едином гликолевом контуре циркуляции, работающем безостановочно, предотвращает переохлаждение грунта, который при неработающем компрессоре теплового насоса прогревается теплотой стоков, способствуя более эффективной выработке тепловой энергии.
7. При работе теплового насоса в течение 20 ч в сутки температура этиленгликоля понижается до минимального значения –1 °С. среднее значение температуры охлажденного этиленгликоля +5…+8 °С.
8. Время выхода установки на стационарный температурный режим – от 2,5 до 4 ч. от начала работы теплового насоса.
9. Максимальная температура воды, подогретой в конденсаторе теплового насоса, 57 °С; среднее значение – 51 °С.
10. Изменения температуры наружного воздуха в период проведения исследований в интервале значений от +28 до –15 °С не оказали заметного влияния на величину теплового потока от грунта, расположенного под пятном здания.
11. Для обеспечения полностью автономного и независимого от тепловой сети горячего водоснабжения общежития аспирантов КиевЗНИИЭП необходимо дополнительно установить тепловой насос тепловой мощностью 20 кВт и увеличить протяженность сточно-гликолевых теплообменников до 26 м.

1.2. Москва

В жилом 17-этажном доме на юго-западе Москвы в 2002 г. была установлена теплонасосная система, которая обеспечивает горячее водоснабжение. В здании есть центральное теплоснабжение, используемое главным образом на нужды отопления. Вентиляция организована следующим образом: централизованная механическая вытяжка, естественный приток в квартирах через клапаны, установленные в оконных рамах.

Вода для горячего водоснабжения готовится при помощи тепловых насосов, использующих теплоту вентиляционных выбросов здания в комбинации с теплом грунта. В 2009 году был разработан новый ИТП, который позволил объединить тепловую сеть и теплонасосное оборудование таким образом, чтобы они дополняли друг друга. Цепочка приготовления горячей воды для ГВс следующая: вначале идет отбор теплоты от удаляемого воздуха – производится предварительный нагрев холодной воды. Затем подогревается вода за счет использования теплонасосного оборудования до +50 °С, но на выходе она еще не имеет температуры, соответствующей требованиям санПиН.

До необходимой по нормам (вода должна быть не менее +60 °С на самом удаленном водоразборном приборе) температуры догрев осуществляется теплоносителем из теплосети.

В целом необходимо отметить, что при текущих ценах на природный газ и электроэнергию применение тепловых насосов в зоне действия централизованных

Систем теплоснабжения не конкурентоспособно. В случае использования более дорогого топлива или наличия источника дешевой электроэнергии (рядом с ГЭс или АЭс) эффективность использования ТНУ должна быть обоснована техникоэкономическими расчетами.

Исходя из существующей логики взаимоотношений на тепловом рынке, можно предположить, что если бюджетное здание перевести на теплоснабжение от теплового насоса и отключить от котельной, то затраты бюджета скорее всего увеличатся. Оплата за тепловую энергию снизится, но ровно этих денег недополучит теплоснабжающая организация, доход которой был рассчитан по объему необходимой валовой выручки (НВВ), соответственно, за компенсацией она обратится в муниципалитет. Многие муниципальные теплоснабжающие организации в той или иной мере дотационные, и их выпадающие доходы приходится компенсировать бюджетам.

Поэтому как таковой экономии средств не получится, а затраты вырастут (начиная от капитальных на покупку ТНУ, и далее: амортизация, эксплуатация, регулярное техническое обслуживание и проч.). Исключение может составить ситуация, когда требуется подключение новых зданий к тепловой сети в районах со сложившейся застройкой и дефицитом пропускной способности тепловых сетей.

2. Подключение ТНУ к обратной тепломагистрали (использование тепловой энергии обратной сетевой воды)

2.1. Технологическое решение

На рис. 3, 4 показана принципиальная схема ЦТ от паротурбинной ТЭЦ и типовой температурный график сетевой воды. Для существующего микрорайона при подаче на ЦТП сетевой воды 100 т/ч. с температурами 100/50 °С потребители получают свои 5 Гкал/ч. тепла. Новый объект может получить из той же сетевой воды еще 2 Гкал/ч. тепла при охлаждении с 50 до 30 °С, что не изменяет расхода сетевой воды и затрат на ее перекачку и обеспечивается без перекладки теми же тепловыми сетями. Важно то, что в соответствии с температурным графиком обратной сетевой воды есть возможность получения дополнительного количества тепла именно при низких температурах наружного воздуха.

Рис. 3. Принципиальная схема ЦТ от паротурбинной ТЭЦ с применением ТНУ : 1 – парогенератор, 2 – теплофикационная турбина, 3 – конденсатор, 4 – градирня, 5 – сетевые подогреватели, 6-8 – насосы, 9 – тепловой насос

Очевидно, что применение ТНУ, использующей в качестве источника тепла обратную сетевую воду, при учете полной стоимости тепла неэкономично. Например, эксплуатационные затраты на получение «нового» тепла (при тарифе 2016 г. ОАО «МОЭК» по Распоряжению Комитета по ценам и тарифам Московской области от 18.12.2015 №166-Р на тепловую энергию 1351,25 руб./Гкал и на электроэнергию 4500 руб./МВт-ч) составят 2127 руб./Гкал (1351,25*0,8+4500*0,2×1,163=2127), т.е. на 57% выше собственно тарифа на тепловую энергию.

Но если новая система позволяет (такая возможность есть, что является предметом последующего рассмотрения) сократить теплопотребление на 25-40 %, то такое решение становится экономически равноценным по текущим эксплуатационным расходам.

Заметим также, что для Москвы тариф на тепловую энергию на коллекторах теплоисточников составляет на конец 2016 г. 1742 руб./Гкал, и еще около 450 руб./ Гкал – это тариф на услуги по передаче тепловой энергии. Но использование низкопотенциального тепла из обратного теплопровода не увеличила затрат на его транспорт. если исключить, что вполне обоснованно, для ТНУ транспортную составляющую, то получаем эксплуатационную составляющую стоимости «нового» тепла от ТНУ уже только 1817 руб./Гкал, что уже близко к оценке стоимости тепла от «альтернативной котельной».

Рис. 4. Типовой температурный график сетевой воды (Т1,Т2 – температуры сетевой воды в прямой и обратной магистралях, Т2т – после ТНУ)

Более того, в перспективе реально введение разных тарифов на тепловую энергию от ТЭЦ – в зависимости от потенциала – ведь снижение температуры обратной сетевой воды и дополнительный отпуск тепла обеспечивают на ТЭЦ выработку электроэнергии наиболее эффективным комбинированным теплофикационным способом, меньший сброс тепла в градирнях и повышает пропускную способность тепломагистралей. Так, в работах А.Б. Богданова приведена характеристика относительного прироста топлива на отпуск тепла от паровой турбины Т-185/215 Омской ТЭЦ-5 и показано, что прирост условного расхода топлива на прирост тепловой нагрузки составляет 30-50 кг/Гкал в зависимости от температуры сетевой воды и от электрической загрузки турбины, что подтверждается путем прямых измерений.

Таким образом, при неизменной электрической нагрузке дополнительный расход топлива на ТЭЦ при загрузке теплофикационных турбин для отпуска тепла в 35 раз ниже, чем от водогрейных котлов.

Наиболее эффективно применение в климатических системах ТНУ «вода — воздух», т.е. не нагрев воды для системы отопления, а получение воздуха требуемых параметров – это реальная возможность создания комфортных условий даже при нестабильной работе теплосети, где не выдерживаются температурные и гидравлические режимы, используя количество тепла от источника и переводя его в качество теплоснабжения.

Одновременно такая система решает вопрос охлаждения воздуха в летнее время, что особенно актуально для современных офисных и культурно-бытовых центров, элитных жилых комплексов, гостиниц, где вполне естественное требование – кондиционирование воздуха – зачастую крайне неэффективно обеспечивается стихийным оснащением помещений сплит-системами с внешними блоками на фасаде здания. Для объектов с необходимостью одновременно нагревать и охлаждать воздух используется кольцевая система нагрева и кондиционирования воздуха (описана выше).

2.2. Пример Барнаула

В случае, если подключение нового здания требует увеличения диаметра тепловых сетей или реконструкции ЦТП, то ТНУ может быть альтернативой и существенно снизить затраты на подключение. ТНУ может, используя тепловую энергию существующих обратных трубопроводов теплосети, обеспечить теплоснабжение новых зданий, оборудованных низкотемпературными системами отопления (типа «теплый пол»), которые устойчиво работают при температуре теплоносителя 40-50 °С.

Проект по подключению жилого и административного зданий осуществлен в г. Барнауле. Такая схема позволила снизить удельные расходы электроэнергии на перекачку теплоносителя и отказаться от необходимости перекладки тепловых сетей для увеличения диаметров (снизить капитальные затраты).

При подключении нагрузки к сетям ТЭЦ, как это было осуществлено в пилотном проекте, снижения температуры обратной сетевой воды позволяет повысить КПД ТЭЦ. Полученный опыт показал, что фактическое теплопотребления административного здания в г. Барнауле стало в 2 раза ниже нормативного (поскольку низкотемпературные системы отопления имеют меньшие потери в окружающую среду).

3. Применение ТНУ у потребителей с ИТП для тепло- и холодоснабжения при централизованном теплоснабжении

Появление на рынке абсорбционных холодильных машин (АБХМ), работающих на горячей воде с температурой от +95 до +150 °C, позволяет устанавливать их непосредственно у потребителя, используя в качестве теплоносителя поступающую сетевую воду после окончания отопительного периода.

Рассмотрим для вновь застраиваемых районов вариант концепции тепло- и холодоснабжения или повышения эффективности использования существующих систем – не только для передачи тепловой энергии, но и для холодоснабжения.

Абсорбционная холодильная машина – это энергоэффективная установка, предназначенная для охлаждения (и нагрева) воды, используемой в системах отопления, вентиляции и кондиционирования (ОВК) и технологических процессах. Цикл охлаждения (нагрева) АБХМ реализует за счет подводимой извне тепловой энергии. В последнее время интерес к АБХМ со стороны инвесторов и застройщиков растет и за рубежом, и в России.

Многие потенциально привлекательные для инвесторов площадки, предлагаемые под застройку в крупных городах России, характеризуются низким уровнем энергообеспечения. За возможность присоединения дополнительной электрической мощности плата составляет примерно 100 тыс. руб. за каждый кВт (например, в санкт-Петербурге, Москве) и более.

Мегаваттная парокомпрессионная холодильная машина при коэффициенте преобразования равном 3 потребляет на организацию холодильного цикла как минимум 330 кВт электроэнергии и требует соответствующих затрат на подключение такого устройства к электросети.

В то же время АБХМ холодопроизводительностью 1000 кВт расходует всего несколько кВт электроэнергии. Да и тратится она в основном на перемещение сред — работу насосов и вентиляторов, а также на электроснабжение автоматики. На реализацию холодильного цикла АБХМ электроэнергию не расходует.

Характерно, что использовать АБХМ можно и когда об увеличении мощности электроустановки объекта вследствие подключения парокомпрессионной техники не может быть и речи, возможности поставщика электроэнергии исчерпаны.

В таких случаях АБХМ позволяют обойтись без строительства подстанции и лЭП, отказаться от использования дизельных генераторов.

В настоящее время возросли запросы населения к уровню комфортности проживания не только в зимний, но и в летний периоды года. В связи с повсеместным распространением автоматизированных ИТП появилась возможность автоматического регулирования отпуска тепла независимо от температурных графиков его подачи для каждого здания и сооружения без постоянного присутствия людей. Нагрузки на горячее водоснабжение зданий примерно соизмеримы с нагрузками для обеспечения их системой кондиционирования и удаления теплоизбытков при организации систем вентиляции.

Учитывая сказанное, был рассмотрен вариант теплохладоснабжения для новых построек в Москве. В качестве объекта теплохладоснабжения может быть представлен новый перспективный небольшой городок за МКАД – Рублево-Архангельское – площадью 2,5 млн м² или территория застройки ЗИла такой же площадью, с применением качественно-количественного отпуска тепла на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Ориентировочное тепловое потребление для отопления и вентиляции сооружений составит порядка 125 МВт, а с учетом рекуперации (возьмем минимум 20 %) 100 МВт. Аналогичный вариант теплохладоснабжения также возможен в новом микрорайоне в пос. Коммунарка (Новая Москва).

С точки зрения оптимизации использования данной тепловой мощности для планируемой застройки необходимо учитывать радиус энергоэффективности источника тепла. Для определенности дальнейшего изложения и расчетов принят вариант схемы с несколькими автономными источниками, суммарной мощностью 100 МВт, а ориентировочная мощность одного из теплоисточников в 50 МВт. При этом пропускная способность тепловых сетей может обеспечить снабжение застройки холодом в размере 12 МВт (при прокачке сетевой воды, соответствующей максимальной зимней тепловой нагрузке, температурном графике +115…+70 °C и перепаде температур на АБХМ 15 °C), и все это без ущерба для горячего водоснабжения.

Источник тепла в отопительный период может работать с использованием как качественно-количественного, так и количественного регулирования, по любому температурному графику. По окончании отопительного периода теплоисточник продолжает работать для обеспечения горячего водоснабжения с понижением температуры от источника до +70 °C (при качественном регулировании); такая температура сетевой воды возможна до времени включения систем охлаждения. АБХМ, работающим на горячей воде, необходима температура не менее +95 °C c перепадом температур 10–20 °C. В примере предлагается переход на количественное регулирование с постоянным поддержанием температуры подающей сетевой воды от источника тепла +115 °C.

Это станет возможным при применении комбинации гидравлического распределителя (стрелки) и частотного электропривода. При этом снизится и физическая нагрузка на тепловые сети за счет снижения расходных характеристик на трубопроводы – а это, соответственно, долговечность и надежность сетей.

АБХМ, в отличие от парокомпрессионных установок, могут производить холод без использования электроэнергии, необходимой для работы компрессоров. При выработке холода с использованием традиционных холодильных машин потребуется подвод значительных величин электрической мощности на застройку и платы за присоединение. Вместо этого в ИТП можно установить АБХМ, совместить ее с системами вентиляции и обеспечить комфортные условия в жаркое время года.

Пропускная способность сетей позволит без проблем пропускать теплоноситель и зимой, и летом, тем более что теплосеть рассчитывается по максимальнозимней пропускной способности. Оценка стоимости производства холода: расход сетевой воды в систему теплосети от теплоисточника в максимально-зимнем режиме составит 957 м³/ч. при принятом нами температурном графике.

Холодильный коэффициент АБХМ на горячей воде составляет 0,84. При этом, чтобы обеспечить 12 МВт холода, нам необходимо выработать 14,37 МВт тепла. Для производства данного тепла необходимо сжечь около 1 700 м³ газа в час.

Определим мощность и затраты на энергоносители в расчете на 1 ч работы. Чтобы перекачать теплофикационную воду до потребителя потребуется (при расходе 957 м³/ч. и перепаде 40 м вод. ст.) 175 кВт электрической энергии, с учетом подпитки, перекачки, рециркуляции и дополнительной электромощности на АБХМ еще ~ 90 кВт, всего необходимо около 265 кВт электроэнергии.

Другие сырьевые ресурсы не учитываются, т.к. они все относятся непосредственно к источнику. если принять стоимость 1 000 м³ газа по Москве 4 500 (4 448) руб.; стоимость 1 кВт.ч электроэнергии – 4,50 руб., получаем стоимость газа для холодоснабжения 1,7 * 4 500=7 650 руб.; стоимость электроэнергии для перекачки теплофикационной воды на холодоснабжение: 265 * 4,50 = 1 193 руб. (сюда еще вошла составляющая горячего водоснабжения, но мы ее не учитываем); таким образом, общие затраты составят 8 843 руб.

Чтобы обеспечить те же 12 МВт холода, но только парокомпрессионными машинами (чиллерами) необходимо иметь ориентировочно электрическую мощность 2,4 МВт. стоимость электроэнергии для производства холода парокомпрессионными машинами составит 2 400 * 4,5 = 10 800 руб.

Весь расчет ведется только на сами машины, без учета градирен, насосных станций для перекачки холодоносителя, а также разных обременений, необходимых для создания комфортной летней жизни. В результате получается, что выработка холода от работы АБХМ на теплоносителе от системы теплоснабжения существенно дешевле, чем от электросетей.

Кроме того, можно остаточную тепловую энергию после АБХМ пустить на горячее водоснабжение. Необходимы другие схемы подключения в ИТП и затраты, но при этом увеличится лишь расход газа на выработку дополнительного тепла на горячее водоснабжение. если требуется большая холодильная нагрузка от источника, тогда при проектировании необходимо просто пересчитать диаметры тепловых сетей и мощности сетевых насосов.

В расчетах многое не рассмотрено дополнительно: и динамика тарифов на тепловую энергию и электроэнергию, и условия обременения на разные подключения, и капитальные затраты на строительство и т.д. сохраняется также проблема летнего отключения тепловых сетей. Но при новых застройках несколько лет (8–10) отключений не должно быть.

Разумеется, экономический эффект от использования предлагаемой схемы во многом зависит от эксплуатирующей организации.

Опыт работы с организациями, эксплуатирующими ЦТП, ИТП и автономные котельные в Московской области, Туле и салехарде, показывает, что от того, насколько грамотно руководство организации и ее основные специалисты используют предоставляемые схемные возможности, зависит и уровень доходности эксплуатирующей организации, и, самое главное, стоимость теплохладоснабжения для конечного пользователя.

Выше рассмотрены объекты нового строительства, однако сформулированные предложения применимы и к уже существующим системам централизованного теплоснабжения. если в системе централизованного теплоснабжения, питающейся от ТЭЦ, понижать температуру обратной сетевой воды за счет применения тепловых насосов или водоохлаждающих чиллеров, то и в этом случае будет получена экономия ресурсов при работе системы кондиционирования и при работе самой ТЭЦ.

4. Совершенствование теплоэнергетических установок, работающих в теплофикационных системах (включение ТНУ в схему ЦТП)

Наряду с представленными выше предложениями использовать ТНУ в централизованных системах собственно как источник тепла или холода, есть варианты включения ТНУ в технологическую схему теплоэнергетических установок, работающих в теплофикационных системах (ТЭЦ, ЦТП). Рассмотрим предложения по включению ТНУ в схему ЦТП.

На рисунке 5 представлены некоторые возможные схемы включения ТНУ с электроприводом в централизованную систему теплоснабжения для подогрева воды для ГВс. На схеме рециркуляционный контур системы ГВс для упрощения анализа включен перед переохладителем. Рассматриваются несколько вариантов.

Рис. 5. Рассматриваемые варианты схем включения ТНУ в централизованную систему теплоснабжения: КМ – компрессор, Ктну – конденсатор ТНУ, ПО – переохладитель, Др – дроссель, Итну — испаритель ТНУ, ТТ – тепловая труба, Ктт – конденсатор ТТ, Итт – испаритель ТТ, РЭП – регулятор электропривода, ТО – теплообменник

Используется теплота низкопотенциального источника для подачи ее в испаритель ТНУ с возможностью догрева воды для ГВс после конденсатора ТНУ водой из подающего трубопровода тепловой сети.

Подача теплоты к испарителю ТНУ возможна непосредственно теплоносителем источника теплоты или с использованием промежуточного теплоносителя, циркулирующего под воздействием насосов с механическим приводом, или с использованием тепловых труб (ТТ). Такая схема может найти применение как дополнение ограниченной мощности существующей системы теплоснабжения.

5. Совершенствование теплоэнергетических установок, работающих в теплофикационных системах (включение ТНУ в схему ТЭЦ)

5.1. Использование теплоты конденсации энергетического пара

Поскольку основной проблемой в рассматриваемых вариантах использования ТН в разных сферах энергопотребления остается выбор источника низкотемпературного тепла, возникают идеи использования теплоты из обратного трубопровода системы централизованного теплоснабжения, которую во многих случаях и отобрать несложно, и температурный потенциал этого источника тепла удобен для использования в тепловом насосе.

При этом очевидно, что теплота, отнятая от воды из обратного трубопровода тепловой сети, будет подогрета в котельной теплотой сгорания топлива, а для выработки электрической энергии, используемой для привода компрессора теплового насоса, будет дополнительно сожжено топливо на электростанции. При этом владельцу теплового насоса пришлось бы платить не только за электрическую энергию, но и за тепло, отобранное от воды из обратного трубопровода.

Вместе с тем, при теплоснабжении от ТЭЦ могут возникнуть сомнения в эффективности использования теплоты обратной воды, поскольку при понижении температуры конденсации отработанного в энергетической турбине водяного пара будет увеличена выработка электрической энергии. Оценить энергетическую эффективность того или иного технического решения в теплоэнергетике можно, выполнив анализ, целью которого является определение расхода топлива в различных схемах энергообеспечения.

Сравнение различных схем энергообеспечения от ТЭЦ без использования теплового насоса и при его наличии выполнено исследователями для схем, которые приведены на рис. 2.

Для упрощения анализа принято, что в обеих схемах использованы турбины с противодавлением, в которых промежуточные отборы пара не используются, а теплота конденсации всего отработавшего в турбине пара передается в систему теплоснабжения.

Кроме того, вместо множества тепловых насосов, которые могут быть установлены в зданиях, условно работает один тепловой насос, смонтированный непосредственно на ТЭЦ. Примем также, что в результате применения теплового насоса тепловая мощность системы теплоснабжения не изменилась и осталась равной Q1.

Рис. 6. Схемы энергообеспечения от ТЭЦ: А – традиционная схема, Б – схема с тепловым насосом, использующим теплоту конденсации энергетического пара, 1 – котел электростанции, 2 – паровая турбина, 3 – электрогенератор ТЭЦ, 4 – конденсатор теплофикационного отбора ТЭЦ, 5 – система теплоснабжения, 6 – компрессор теплового насоса, 7 – электропривод теплового насоса, 8 – конденсатор теплового насоса, 9 – испаритель теплового насоса. КЭс на схеме Б не показана.

В традиционной схеме «А» пар высокого давления из котла 1 поступает в турбину 2, соединенную с электрогенератором 3, который выдает мощность N1, используемую потребителем. Часть энергетического пара отбирается из турбины и направляется в конденсатор 4 системы теплоснабжения 5, работающей в переходном режиме с тепловой мощностью Q1 при температурах теплоносителя 70-40 °С. При этом ТЭЦ потребляет топливо в количестве B1.

В схеме «Б» система теплоснабжения 5, работающая при традиционных для  существующих отопительных систем температурах теплоносителя в переходном режиме 70-40 °С, дополнительно оборудуется тепловым насосом, включающим в себя компрессор 6 с электродвигателем 7, конденсатор 8 и испаритель 9. При этом оборудование ТЭЦ будет работать с пониженной температурой конденсации энергетического пара, выдавая теплоноситель с температурами 30-10 °С, который используется в испарителе 9 теплового насоса.

Сделан вывод, что энергетическая система с тепловым насосом, использующим теплоту низкотемпературного отбора паровой турбины ТЭЦ, работает с превышением расхода топлива по сравнению с обычной энергетической системой от ТЭЦ, и применение тепловых насосов в любой централизованной системе теплоснабжения, в том числе в системе с ТЭЦ, энергетически неэффективно.

Однако, следует различать понятия «энергетически неэффективно» и «экономически нецелесообразно». В частности для рассматриваемого случая:

1. Применение ТНУ не является самоцелью. если объект без проблем обеспечен теплоснабжением от ТЭЦ, нет необходимости в усложнении и удорожании системы.
2. Применение ТНУ может быть экономически целесообразно, если позволяет обеспечить присоединение новых потребителей к ТЭЦ или переключить их от пиково-резервных котельных (ПРК) при ограничении пропускной способности существующих тепломагистралей.

Так, например, существующий объект при расходе сетевой воды 100 т/ч. с температурами 100/50 °С получил 5 Гкал/ч. Новый объект может получить из той же сетевой воды при ее дальнейшем охлаждении с 50 до 30 °С еще 2 Гкал/ч без дополнительных затрат на транспорт, который уже обеспечен технически и экономически. Важно то, что в соответствии с температурным графиком обратной сетевой воды есть возможность получения дополнительного количества тепла именно при низких температурах наружного воздуха, т.к. с ростом температуры «обратки» увеличивается и возможный теплосъем. Можно провести аналогию с низкотемпературными системами отопления, но для ТНУ используемый диапазон температур шире (возможно дальнейшее охлаждение до 15-20 °С). ТНУ в данном случае является только дополнением к традиционной системе – в размере до 40 % к существующей нагрузке (это иллюстрируется приведенным выше диапазоном температур – 100/50 и 50/30 °С).

3. Ограничением масштаба применения ТНУ является возможность использования отборов ТЭЦ, а также теплофикационного пучка в конденсаторе, т.к. без «дополнительной» когенерации данный вариант нецелесообразен.

Приведем несколько цифр для упомянутого выше примера. Новый потребитель с расчетной нагрузкой 2 Гкал/ч. и годовым потреблением 5-8 тыс. Гкал обеспечивает дополнительную выручку ТЭЦ около 6-10 млн руб., при этом сопутствующие затраты ТЭЦ на порядок меньше, т.к. определяются только дополнительным расходом топлива в размере менее 400 т у.т.

Альтернативный вариант (в случае использования котельной) потребовал бы расхода топлива свыше 1200 т у.т. Кроме того, дополнительных потерь тепла при транспорте здесь уже нет. А потребитель, реализовавший систему с ТНУ, получит и эффективное отопление зимой, и кондиционирование летом (для климатических систем зданий с ТНУ «вода-воздух» по кольцевой схеме).

Таким образом, для ТЭЦ присоединение нового потребителя с ТНУ может быть вполне экономически целесообразно. °Стается вопрос, будет ли такой вариант приемлем для потребителя (т.к. система с ТНУ означает и дополнительные капиталовложения, и эксплуатационные затраты на электроэнергию). если подключение к ТЭЦ невозможно, альтернатива для него – новая котельная. В этом случае теплоснабжение от ТНУ на обратной сетевой воде, даже с учетом затрат на электроэнергию, стало бы для потребителя конкурентоспособно по сравнению со строительством новой котельной, а для ТЭЦ – по-прежнему экономически выгодно.

Про выигрыш для экологии города (сокращение расхода топлива для данного примера на 800 т у.т.) сказано выше. Приведенные соображения не затрагивали вопросы технического совершенства ТЭЦ и ТНУ, однако стоит отметить несомненный прогресс в данных технологиях. В частности, предлагаются ТНУ большой мощности с улучшенными техническими показателями, что позволяет рассматривать их применение и в схеме ТЭЦ.

5.2. Использование теплоты охлаждающей турбины воды

°Сновными источниками низкопотенциального тепла в городских условиях являются:

• теплота системы охлаждения технической воды ТЭЦ, ГРЭс;
• станции аэрации (сА);
• вторичная отработавшая теплота обратной сетевой воды ТЭЦ.

Так, обработка сточных вод в системе Мосводоканала составляет свыше 6 млн м³ в сутки. Оценка объема низкопотенциального тепла – 3 600 Гкал/ч.

Комбинированное производство электрической и тепловой энергии на паротурбинных теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), позволявшее в советское время существенно экономить топливно-энергетические ресурсы страны, на современном этапе оказывается недостаточно эффективным. Одной из основных причин снижения экономичности ТЭЦ является существенное сокращение выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

Перспективным сосредоточением скрытых резервов повышения энергоэффективности станций представляются системы охлаждения конденсаторов паровых турбин ТЭЦ. Известно, что тепловые электрические станции потребляют значительное количество воды для конденсации пара в конденсаторах паровых турбин, обеспечиваемое техническим водоснабжением.

Наиболее распространены две схемы организации технического водоснабжения для охлаждения конденсаторов паровых турбин: прямоточная (вода, взятая из реки, проходит через конденсаторы турбин, а затем сливается обратно ниже по течению реки) и оборотная (с многократным использованием воды после ее охлаждения в градирнях или брызгальных бассейнах).

Однако типовые схемы организации охлаждения конденсаторов паровых турбин неминуемо связаны с большими потерями тепловой энергии в окружающую среду, что ведет к снижению экономичности ТЭЦ, увеличению степени вредного воздействия на окружающую среду (тепловое загрязнение рек при прямоточной схеме и загрязнение атмосферы парниковыми газами, в частности CО2, при использовании оборотных систем охлаждения с градирнями или брызгальными бассейнами).

Рис. 7. Вариант подключения ТНУ к системе теплоснабжения с использованием перемычек между теплосетями ТЭЦ и РТс

Кроме того, типовые схемы нуждаются в мощных системах обеспечения конденсаторов турбин охлаждающей водой, таких как массивные башни градирен с большой площадью орошения, циркуляционные насосы оборотных систем или береговые насосные станции и водосбросы прямоточных систем.

Усовершенствование схемы систем охлаждения возможно путем внедрения теплонасосной установки, которая позволит отбирать теплоту от нагретой в конденсаторе турбины охлаждающей воды, повышать ее потенциал и полезно использовать ее для собственных нужд ТЭЦ. Таким образом, внедрение ТНУ позволит возвращать в цикл станции часть теплоты, которая ранее терялась впустую.

Для полезного использования теплоты после повышения ее потенциала теплонасосной установкой предлагается включить конденсатор ТНУ в воздуховод дутьевого воздуха парового или водогрейного котла с целью предварительного подогрева дутьевого воздуха перед основными воздухоподогревателями до требуемой температуры.

Такая схема позволяет отказаться от неэкономичного предварительного подогрева воздуха в калориферах, греющим агентом в которых, как правило, является высокопотенциальный пар производственного отбора, и, соответственно, увеличить выработку электроэнергии. Кроме того, аномально жаркое лето 2010 г. проявило еще одну проблему отечественных тепловых электрических станций, работающих по электрическому графику с максимальной загрузкой существующих систем охлаждения оборотных вод конденсаторов паровых турбин. Она заключается в неспособности станций нести необходимую (причем расчетную) электрическую мощность.

Для таких ТЭЦ внедрение предлагаемой технологии охлаждения оборотной воды позволит снизить ограничения электрической мощности.

Следует отметить, что предложенная схема включения в технологическую цепочку ТЭс теплонасосной установки имеет резервы для дальнейшего совершенствования за счет замены электродвигателя компрессора ТНУ более экономичной приводной турбиной, рабочий пар к которой подается из отбора основной турбины и, выработав в приводной турбине необходимую механическую работу, возвращается в нижележащий отбор.

Такое усовершенствование схемы ТНУ тепловой электростанции позволит значительно снизить затраты электроэнергии на собственные нужды станции и соответственно увеличить ее отпуск потребителям. Затраты мощности на привод компрессора ТНУ будут скомпенсированы дополнительной выработкой электроэнергии конденсационным потоком пара, высвобождаемым за счет исключения из работы паровоздушных калориферов предварительного подогрева дутьевого воздуха.

Проведенные расчеты показывают, что применение предложенного решения на ТЭC с энергоблоком мощностью 100 МВт позволяет полезно утилизировать более 9 Гкал/ч. сбросной теплоты охлаждающей воды за счет подогрева дутьевого воздуха парового котла от 5 до 70 °С в конденсаторе ТНУ. При этом мощность конденсатора ТНУ составляет 12 Гкал/ч., а компрессора – 3,3 МВт. Коэффициент трансформации ТНУ принят равным 4. Количество сэкономленного топлива от полезной утилизации 9 Гкал/ч. низкопотенциальной теплоты составляет более 7000 т условного топлива в год.

Более высокие показатели энергетической эффективности схем с ТНУ по сравнению с исходными схемами могут быть получены при снижении отпуска электроэнергии, однако экономическая эффективность такого решения может быть определена только с учетом состояния региональных рынков электроэнергии и возможности компенсации недовыработки на конкретной ТЭЦ.

Опыт утилизации низкопотенциального тепла с использованием тепловых насосов абсорбционного типа для повышения эффективности энергоблока ТЭЦ (Рига)

Теплоцентраль “Imanta” была сдана в эксплуатацию в 1974 году для обеспечения тепловых нагрузок Рижского левобережья. До реконструкции основное производство обеспечивали три водогрейных котла KВГМ-100 (установленные в 1974, 1976 и 1980 годах) с номинальной мощностью 116 МВт (тепл.) каждый и два паровых котла ДКВР-20-13/250 с номинальной мощностью 16 МВт (тепл.) каждый. В 2001 году было принято решение о кардинальной модернизации теплоисточника со строительством абсолютно нового когенерационного энергоблока (КЭ) с применением передовых мировых технологий.

В настоящий момент оборудование КЭ состоит из следующих основных элементов:

• Газовая турбина Rolls Royce RB 211-24GT, 31,52 МВт (эл.);
• Котёл-утилизатор Transelektro Power 63 т/ч., 67 бар;
• Паровая турбина B+V Industrietechnick MARC 4-H01, 16 МВт (эл.);
• Паровой котёл Vapor,12 т/ч., 13 бар.

Общая установленная мощность оборудования КЭ 48 МВт (эл.) и 48 МВт (тепл.). После возведения когенерационного энергоблока в период отопительного сезона водогрейные котлы работают параллельно с оборудованием КЭ, а в летний период находятся в состоянии резерва.

Рассматриваемый пример является частным случаем возможности утилизации теплопотерь, образующихся при эксплуатации когенерационного энергоблока, рабочий цикл которого сопряжён с выбросом в окружающую среду низкопотенциального тепла из градирен открытого типа (рис. 9), которые обеспечивают охлаждение смазочных масел газовой и паровой турбин, а также масла газового компрессора.

Рис 8. График зависимости температуры теплоносителя от температуры наружного воздуха

В свою очередь технологический процесс котла утилизатора связан с продувкой перегретой воды с температурой выше 100 °С в количестве до 3,5 т/ч.

С целью рационального использования вышеупомянутых низкопотенциальных энергоресурсов и для общего повышения эффективности работы когенерационного энергоблока, в 2008 году было принято решение об установке промышленной теплонасосной установки. °Сновываясь на результатах предварительных расчётов, оптимальным был признан вариант с установкой теплонасоса абсорбционного типа, который в отличие от компрессионного теплонасоса не требует существенных затрат на электроэнергию для обеспечения работы основного элемента – компрессора.

Рис. 9. Градирни открытого типа теплоцентрали “Imanta”

В существующем корпусе с водогрейными котлами располагается помещение, отвечающее всем необходимым требованиям для установки абсорбционного теплонасоса: возможностью подключения к охлаждающей воде, теплосетям и источнику тепла высокого потенциала – замкнутому теплофикационному контуру (рис.10 и 11).

Рис.10. Принципиальная схема размещения теплонасоса

Рис.11. Принципиальная схема КЭ теплоцентрали “Imanta”

Исходными данными для технико-экономических расчётов послужили следующие показатели:

• испаряемое количество воды из градирен открытого типа – 3 т/ч.;
• выбрасываемая в окружающую среду тепловая энергия 2,0 МВт (по фактически подтвержденным данным установленного теплосчетчика 1,9 МВт);
• количество продувочной перегретой воды с температурой выше 100 °С – 3,5 т/ч., что составляет примерно 40 МВт потенциальной тепловой энергии;
• тепловая нагрузка при температуре наружного воздуха -24,6 °С – 313,8 МВт (тепл.) ;
• тепловая нагрузка в летний период – 31,2 МВт (тепл.) ;
• предполагаемое количество часов работы теплонасоса в отопительный сезон при температуре наружного воздуха ниже +10,0 °С – 5,450 ч./год.

Обеспечение технологического процесса абсорбционного теплонасоса требует затрат порядка 3 МВт тепловой мощности, что в конечном результате даёт прирост мощности КЭ дополнительно на 2 МВт или возрастание коэффициента полезного действия когенерационного энергоблока на 2 %.

Таблица 1. Сравнительная таблица расчётных экономических показателей

Показатели	Абсорбционный теплонасос	Компрессионный теплонасос
Общие затраты на установку, млн.EUR	1,2	1,5
ежегодная экономия денежных средств, млн.EUR	0,6	0,3
срок окупаемости капитальных затрат, лет	2,2	6,0

Экономические расчёты рассматриваемого примера показывают, что при достаточно высоких ценах на природный газ через 10 лет эксплуатации промышленного абсорбционного теплонасоса чистая прибыль составит порядка 1,8 млн евро, что является высоким показателем рентабельности с низкой степенью риска (учитывая период окупаемости проекта в 2,2 года).

Возрастание энергоэффективности, экономия на приобретении эмиссионных квот, минимальное потребление электроэнергии, значительное снижение количества вредных выбросов в атмосферу, минимизация риска обледенения градирен открытого типа снижение расхода охлаждающей воды на 48 000 тонн в год – таким является перечень основных неоспоримых приобретений в результате установки данного теплового насоса.

В условиях высоких и нестабильных цен на такие важные энергоресурсы как нефть и газ, а также учитывая глобальную политическую нестабильность, применение тепловых насосов может существенным образом повлиять на сложившуюся ситуацию в качестве альтернативного источника тепловой энергии.

Анализ эксплуатационных расходов покажет, насколько выгоден, долговечен и надёжен цикл абсорбционной установки в условиях длительной эксплуатации, и какие существуют возможности дополнительной оптимизации процесса.

Изучение вопроса эффективности применения абсорбционных тепловых насосов в процессе утилизации «бросового» тепла низкого потенциала показывает, что отсутствие компрессорного оборудования и фтор-хлорсодержащих веществ существенным образом расширяет границы их применения и диапазон выпускаемых мощностей, делает их экологически чистыми и экономичными источниками тепла.

Использование тепловых насосов на ТЭЦ-28 (Москва)

Теплонасосная установка НТ-410-4-9-08 (сокращенно НТ-410) изготовлена на заводе «Компрессор».

В июне 1999 г. НТ-410 прошла заводские испытания и была поставлена на ТЭЦ- 28 для ее монтажа, обвязки с существующим оборудованием, дооснащения КИПиА и испытаний в условиях ее реальной эксплуатации на ТЭЦ. В качестве теплоносителя применяется вода технического состава. Диапазон работы теплового насоса при работе на хладоне 142:

• по температуре воды на входе в испаритель 20 – 50 °С
• по температуре на выходе из конденсатора 50 – 65 °С
• по объемному расходу воды на испаритель 35 – 85 м³/ч.
• по объемному расходу воды на конденсатор 55 – 100 м³/ч.

При проектировании и создании на ТЭЦ-28 испытательного стенда с ТНУ была заложена возможность изменения в широком диапазоне параметров, определяющих работу ТНУ. Известно, что теплопроизводительность ТНУ при прочих равных условиях существенно зависит от температуры низкотемпературного источника на входе в ТНУ, поэтому для повышения теплопроизводительности ТНУ при ее эксплуатации на ТЭЦ-28 на вход испарителя ТНУ подается циркуляционная вода с выхода конденсатора турбины. Номинальная величина охлаждения воды в испарителе составляет примерно 5 °C.

Для проведения испытаний ТНУ при существенно более низких температурах низкотемпературного источника (например, моделирования случая использования теплоты естественных водоисточников – рек, озер и т.д.), в схему на ТЭЦ-28 включен дополнительный параллельный циркуляционный контур с водяным насосом. с уменьшением (при заданном расходе воды через испаритель) отбора циркуляционной воды от конденсатора при работе указанного водяного насоса температура на входе в испаритель будет уменьшаться до требуемого уровня. Для повышения температуры воды на входе в испаритель до 45-50 °C предусмотрено подмешивание горячей воды из прямой тепломагистрали.

Испытания ТНУ при высоких температурах на входе в испаритель представляют интерес, например, при использовании ТНУ для горячего водоснабжения, когда в качестве низкотемпературного источника используется теплота бытовых и сбросных теплоисточников или при централизованном теплоснабжении – теплота сетевой воды в обратной тепломагистрали.

Схема присоединения ТНУ к оборудованию ТЭЦ-28 предусматривает также возможность значительного изменения температуры на выходе из конденсатора ТНУ: от 20 до 65 °С. Номинальный подогрев сетевой воды в конденсаторе ТНУ на ТЭЦ-28 составляет около 5 °С.

Рис. 12. Коэффициент преобразования ТНУ

Как правило, коэффициент преобразования КТНУ представляется в виде зависимости от входной температуры воды теплоносителя Т_ВХ, на входе в испаритель ТНУ и Т_ВЫХ — выходной воды (теплоносителя) к теплопотребителю (на выходе из конденсатора ТНУ).

АТ_ТНУ — уровень температурного перепада между температурой к высокотемпературному потребителю и температурой низкотемпературного источника теплоты. На следующем рисунке показана на основе зарубежных данных зависимость К_ТНУ от АТ_ТНУ в наиболее интересном для практического использования диапазоне изменения АТ_ТНУ. Видно, что если при АТ_тну=20 °С К_ТНУ составляет ~6, то с увеличением

АТ_ТНУ до 80 °С К_ТНУ снижается до ~1,7. Таким образом, К_ТНУ зависит главным образом от АТ_ТНУ.

Для получения достаточно достоверных данных по К_ТНУ в зависимости от АТ_ТНУ на ТЭЦ-28 была проведена большая серия испытаний (около 32 контрольных замеров) в достаточно большом диапазоне при изменении значений Т_ВХ и Т_ВыХ при установившихся режимах. Количество теплоэнергии, передаваемое от ТНУ в теплосеть при испытаниях варьировалось от ~300 до ~480 кВт (от ~0,26 до ~0,41 Гкал/ч.).

Учитывая, что средняя величина температурного перепада между нагревающей и нагреваемой средами в конденсаторе и испарителе ТНУ равна 5-6 °С, для обеспечения эффективной работы ТНУ минимальное значение АТ_ТНУ должно быть не ниже 15 °С. При выполнении работ по внедрению крупномасштабных ТНУ в энергетику полученные по КТНУ данные при испытании НТ-410 следует рассматривать, как нижний предел эффективности ТНУ.

Вместе с тем, сам факт получения при испытании НТ-410 такого высокого коэффициента преобразования (К_ТНУ = 4-6) в диапазоне изменения АТ_ТНУ= 25 – 15 °С, является крайне важным. Именно это значение АТ_ТНУ характерно при передаче ТНУ сбросной теплоты от конденсаторов турбины в обратную тепломагистраль.

Рис. 13. Коэффициент преобразования ТНУ в условиях реальной эксплуатации на ТЭЦ

Итак, в процессе проведения первого этапа испытаний в условиях реальной эксплуатации ТНУ на ТЭЦ ОАО «Мосэнерго» получена зависимость коэффициента преобразования ТНУ в диапазоне температурного перепада в ТНУ от 15 до 36 °С. Подтверждена возможность передачи сбросной теплоты циркуляционной воды конденсатора турбины (Т_ЦВ = 25 – 30 °С) в обратную тепло-магистраль теплосети

(Т_ОБ = 45 – 50 °С) с достаточно высоким коэффициентом преобразования (К_ТНУ = 4,5 — 6 при соответственно АТ_ТНУ = 25 – 13 °С).

Рекомендованы к дальнейшей разработке две схемы использования на первом этапе внедрения на ТЭЦ ОАО «Мосэнерго» крупномасштабных ТНУ (теплопроизводительностью до 20 Гкал/ч.):

• с передачей сбросной теплоты циркуляционной воды в обратную тепломагистраль теплосети (до подогревателей сетевой воды);
• использования сбросной теплоты для ступенчатого нагрева в ТНУ подпиточной сетевой воды.

6. Пример совместного использования ТН и пиковых угольных котлов

Эффективность внедрения теплонасосной техники на российском рынке можно показать на примере Чувашской Республики, где созданы благоприятные условия для внедрения ТН. Так, кабинетом Министров Чувашской Республики, впервые в России, 4 марта 2002 г. был введен в действие тариф на электроэнергию для отопления и горячего водоснабжения тепловыми насосами зданий производственного и коммунально-бытового назначения, который ниже тарифа, применяемого для расчета потребляемой электроэнергии для существующих систем теплоснабжения в 2,15 раза по средневзвешенным ценам.

ООО «Энергосервисная компания ЗэиМ-ЭсКО» совместно с ООО «Теплонасоссервис» построен и успешно функционирует теплонасосный пункт в поселке сосновка, расположенном на левом берегу реки Волга, г. Чебоксары. Теплонасосный пункт поэтапно введен в эксплуатацию в период с октября 2001 г. по март 2002 г. и предназначен для теплоснабжения комплекса «школа + больница».

Установлены три парокомпрессионных ТН в пристройке к угольной котельной (два тепловых насоса НТВ-360 с винтовыми компрессорами производства ЗАО «Энергия» и один тепловой насос НТП-150 с поршневым компрессором, изготовленный из отечественных комплектующих ООО «Теплонасос-сервис»), общей теплопроизводительностью 950 кВт. В качестве рабочего тела ТН используется озоносберегающий хладон с-10 (смесь R21/R22), применяемый взамен R134а. Источником возобновляемой низкопотенциальной теплоты является грунтовая вода, поступающая с глубины 35-40 м с температурой плюс 7-8 °С.

Температура системы отопления от ТН изменяется от 46 °С до 65 °С, в зависимости от температуры наружного воздуха. Максимальная нагрузка системы отопления составляет 380,5 кВт, системы вентиляции 698 кВт, системы горячего водоснабжения (ГВс) – 428 кВт. среднечасовая нагрузка системы ГВс составляет 214 кВт. емкость бака-аккумулятора воды для ГВс 25 м³. Продолжительность отопительного периода для Чебоксар составляет 5208 часов, периода горячего водоснабжения – 8760 часов. Расчетная температура наружного воздуха наиболее холодного периода — минус 31 °С, средняя расчетная температура наружного воздуха за отопительный период — минус 4,9 °С.

На данном объекте реализована бивалентная схема котельной «тепловые насосы — пиковые угольные котлы», что позволило белее чем на 20 % снизить капитальные затраты на строительство и закупку оборудования, сократить расчетный срок окупаемости капзатрат до 3-4 лет. Установленная тепловая мощность ТН составляет 74 % от расчетной тепловой нагрузки потребителя, с учетом среднечасовой нагрузки системы ГВс. При достижении температуры наружного воздуха минус 20 °С в работу в пиковом режиме включаются угольные котлы.

На следующем рисунке 14 приведена принципиальная тепловая схема теплонасосной части котельной.

Рис. 14. Принципиальная тепловая схема теплонасосной части бивалентной котельной: К – компрессор, КД – конденсатор, И – испаритель, ПО – переохладитель, МО – маслоохладитель, Р – ресивер, РВ – регулирующий вентиль, ФО – фильтр осушитель, Пс – насосы низкопотенциального источника тепла, ГА – грязевик абонентский, РТ — регенеративный теплообменник, НМ – насос масла, НВ – водяной насос.

С помощью погружных насосов низкопотенциального источника тепла Пс1 – ПсЗ (два рабочих, один резервный) грунтовая вода из скважин поступает к тепловым насосам и последовательно проходит через испарители И, вначале НТП-150, затем НТВ-360 №2 и НТВ-360 №1, отдавая свою теплоту, и охлажденная сбрасывается в дренажный коллектор. Вода системы отопления и вентиляции также последовательно, противотоком грунтовой воде, подогревается в конденсаторах К, переохладителях ПО1 и маслоохладителях МО1 тепловых насосов.

Важно отметить, что в конструкцию тепловых насосов НТВ-360 внесен ряд изменений, позволяющих увеличить коэффициент преобразования теплоты на 2-3%. Так, при работе тепловых насосов НТВ-360 часть грунтовой воды отбирается перед испарителем и водяным насосом НВ, установленном на трубопроводе, параллельно подается в маслоохладитель МО2, для доохлаждения масла компрессора до регламентной температуры и в переохладитель ПО2, для доотбора части неиспользованной в конденсаторе К и переохладителе ПО1 теплоты жидкого хладона и его доохлаждения до температуры максимально близкой к температуре хладона в испарителе.

Подогретая в МО2 и ПО2 грунтовая вода направляется вновь на вход в испаритель, где, смешиваясь с основным потоком грунтовой воды, подогревает ее на 0,3-0,5 °С. Часть воды теплоносителя — приемника тепла параллельно конденсатору КД и переохладителю ПО1 протекает через маслоохладитель МО1, охлаждая масло компрессора К. Таким образом часть теплоты масла и фреона используется напрямую — в переохладителе ПО1 и маслоохладителе МО1, часть сбрасывается на вход в испаритель (ПО2, МО2).

По эксплуатационным данным, в период с октября по март общее количество тепловой энергии, отпущенное потребителям от бивалентной котельной, составило 1315 Гкал, в том числе выработано в тепловых насосах 1057 Гкал, в угольных котлах 258 Гкал. Расход угля за этот период составил 92 т. Расход электроэнергии, с учетом всех электропотребителей (тепловых насосов, сетевых насосов, погружных насосов грунтовой воды, освещения, вентиляции и т.д.) составил за это время 649 МВт- ч (в период работы тепловых насосов 598 МВт-ч). Экономия угля составила 241 т.

Средневзвешенный коэффициент преобразования теплонасосной системы составил 2,3. среднее соотношение стоимости израсходованной электроэнергии к стоимости угля за отчетный период составило 0,55, т.е. топливная составляющая на теплонасосной части бивалентной котельной снизилась на 45 % по сравнению с угольной котельной. соответственно, пропорционально сокращению потребления твердого топлива снизились выбросы в окружающую среду твердых и газообразных отходов сжигания топлива, что особенно важно для национального природного парка «Заволжье» (Чебоксары).

Остальные затраты на содержание бивалентной котельной «Тепловые насосы — угольные котлы» не изменились по сравнению с затратами на содержание угольной котельной. На состояние марта 2002 г. себестоимость теплоты составила: в случае работы бивалентной котельной – 460 руб./Гкал, в случае работы только угольных котлов – 688 руб./Гкал, с учетом дополнительных затрат электроэнергии на приводы погружных насосов (установленная мощность каждого из трех насосов, включая один резервный, составляет 16 кВт), что составляет порядка 10-12 % от всей электрической энергии, потребляемой бивалентной котельной.

Несмотря на большую экономию денежных средств, себестоимость теплоты при использовании ТН может быть снижена еще больше. Дело в том, что в указанный период эксплуатации теплонасосная станция не работала в установленном режиме из-за поэтапности внедрения ТН (НТП-150 и один НТВ-360 — в октябре 2001 г., второй НТВ-360 — в марте 2002 г.). В случае работы ТН в установленном режиме расчетная себестоимость теплоты составит 400 руб./Гкал.

Кроме того, в условиях существования системы дифференцированной оплаты за электрическую энергию, существенный дополнительный эффект может быть получен от ТН, работающих с аккумуляторами теплоты и двухтарифными счетчиками электрической энергии, и потребляющих электроэнергию в период ночного провала суточного графика электрической нагрузки в энергосистеме. При этом достигается обоюдная экономическая выгода: для потребителей теплоты от ТН – за счет снижения платы за электроэнергию по ночному тарифу, а для энергосистемы – за счет снижения себестоимости производимой электроэнергии при уплотненном графике электрической нагрузки.

7. Использование тепловой энергии из систем охлаждения центров обработки данных (ЦОД) на нужды теплоснабжения

В работе В.с. Пузакова отмечается, что по данным доклада Greenpeace «Исследование влияния дата-центров, крупнейших интернет-компаний на экологию» (2011 г.), потребление электроэнергии всеми ЦОД мира составило в 2011 г. от 1,5 до 2% от общемирового спроса на электрическую энергию и с каждым годом эта потребность увеличивается на 12%. В соответствии с данными 2015 г., опубликованными в отчете финансово-кредитной организации Bank of America Merrill Lynch, общее энергопотребление всеми ЦОД в мире уже составляет порядка 10% общего спроса на электроэнергию.

При этом, если бы «облачные» технологии (все ЦОД) были бы отдельной страной, то эта виртуальная страна заняла бы пятое место по годовому объему потребления электроэнергии после США, Китая, России и Японии. система охлаждения ЦОД «съедает» до половины всей потребляемой электроэнергии дата-центром. Максимальная температура нагрева в отдельных частях ЦОД составляет 27-46 oC (соответственно, чем выше загрузка ЦОД, тем больше выделяется тепла).

На текущий момент в различных странах мира (как правило, северных) все больше реализуется проектов по полезному использованию выделяемого тепла из т.н. «горячих» коридоров ЦОД на нужды теплоснабжения потребителей при помощи ТНУ. Источник теплоснабжения является высоконадежным, поскольку ЦОД, как правило, имеет два независимых источника электроснабжения: в качестве основного обычно использует ввод из внешней системы электроснабжения, в качестве резервного – собственный источник генерации электроэнергии.

Ниже остановимся на наиболее интересных проектах, которые уже реализованы или находятся в стадии проработки.

Финляндия

В 2010 г. в г. Хельсинки (население города около 500 тыс. чел.) в бомбоубежище, расположенным на глубине 30 м под Успенским собором XIX века, финской ИТкомпанией Academica был построен ЦОД (его проектная потребляемая электрическая мощность – 2 МВт), отличительной особенностью которого стало полезное использование выделяемого им тепла, поступающего в общую систему централизованного теплоснабжения города. Реализация данного проекта стала возможна благодаря совместному сотрудничеству ИТ-компании и теплоснабжающей организацией города «Хельсингин Энергиа» (Helsingin Energia).

Принцип полезного использования тепла в данной схеме следующий: морская вода из Балтийского моря поступает в теплообменный аппарат для охлаждения горячего воздуха ЦОД, затем подогретая вода идет в тепловой насос, в котором полезно используется ее потенциал для нагрева теплоносителя второго контура городской системы централизованного теплоснабжения.

Благодаря данному решению снижение годовых затрат на электроэнергию на цели охлаждения ЦОД в денежном эквиваленте по данным 2010 г. составило более 560 тыс. долл. сшА, а потребление электроэнергии снизилось почти в 2 раза. система обеспечивает теплом порядка 500 жилых домов или 1000 квартир. По укрупненной оценке, требуемое количество тепловой энергии составляет около 15 тыс. г. Эспоо (численность населения около 300 тыс. чел.).

Финская ИТ-компания Tieto и один из крупнейших мировых энергохолдингов Fortum («Фортум») реализовали совместный проект в 2011 г. по полезной утилизации сбросного тепла с ЦОД (обслуживаемом компанией Tieto) с целью последующего его использования на нужды централизованного теплоснабжения потребителей города. Холодная вода на нужды охлаждения «горячих коридоров» ЦОД подается компанией «Фортум», после этого уже подогретая вода поступает в тепловой насос, в котором полезно используется ее потенциал для нагрева теплоносителя второго контура на нужды теплоснабжения потребителей.

По состоянию на 2013 г. , на ЦОД полезно утилизируется около половины производимой им тепловой энергии (53%), что позволяет обеспечить теплом около 390 близлежащих домов; в 2015 г. таких домов уже было 630 шт. стоит отметить, что ЦОД в г. Эспоо вошел в отчет финансово-кредитной организации Bank of America Merill Lynch как один из самых «зеленых» во всем мире.

Законодательное поле, климатические условия и развитая энергетическая инфраструктура Финляндии являются хорошей почвой для строительства дата-центров (не только для местных компаний, но и зарубежных, например, российская крупнейшая поисковая система Yandex тоже возводит ЦОД в Финляндии).

Швеция

Энергокомпания Fortum Varme (Фортум Варме) в швеции несколько лет назад запустил новый проект «Open District Heating» (Открытое централизованное теплоснабжение), суть которого заключается в повышении эффективности существующих систем теплоснабжения за счет утилизации выделяемой тепловой энергии ЦОД и ее использования на нужды теплоснабжения жителей г. стокгольм, и получением прибыли как для теплоснабжающей организации, так и для компании-владельца ЦОД. В соответствии с данной бизнес-моделью, компания «Фортум Варме» совместно со швецкой ИТ-компанией Bahnhof в 2013 г. реализовала два пилотных проекта в стокгольме.

1. Дата-центр Bahnhof Pionen. ИТ-компания Bahnhof в 2000-х гг. при создании своего ЦОД на глубине 30 м в скале в бывшем бомбоубежище изначально смонтировала традиционную систему охлаждения на базе чиллеров.

В начале 2010-х гг. ИТ-компанией был выполнен комплекс работ по созданию новой системы охлаждения ЦОД на базе тепловых насосов (2 ед. Carrier 30XWH 802-HT) суммарной тепловой мощностью 0,975 МВт или 0,84 Гкал/ч (и холодопроизводительностью 0,694 МВт). Конструкция применяемых тепловых насосов рассчитана на работу на давлении 16 бар (на стороне конденсатора), что позволяет подключать их напрямую к тепловой сети, которая работает на том же давлении.

Теплоснабжающей организацией «Фортум Варне» были выполнены работы по строительству нового участка трубопровода тепловой сети протяженностью 67 м в двухтрубном исчислении условным диаметром Ду125 мм от ЦОД до существующей системы централизованного теплоснабжения.

В нормальном режиме работы ЦОД выдаваемая им тепловая мощность в общую сеть составляет порядка 0,6 МВт при температуре теплоносителя в подающем трубопроводе 68 °С.

Величина компенсации за покупку тепловой энергии от ЦОД со стороны теплоснабжающей организации «Фортум Варне» зависит от температуры наружного воздуха. Тем ниже температура, тем выше стоимость покупаемой тепловой энергии от ЦОД, т.к. в швеции, также как и в ряде других европейских стран, изначально (при базовой тепловой нагрузке) загружаются самые эффективные источники тепловой энергии (например, мусоросжигающие заводы), а при полупиковой и пиковой нагрузке самые дорогие, требующие сжигания ископаемых видов топлива.

Созданная система охлаждения с полезной утилизации сбросного тепла регулирует температуру на обеих сторонах теплового насоса (на холодной и на горячей). В случае возникновения каких-либо внештатных ситуаций, приводящих к нарушению температурного режима охлаждения дата-центра, в работу вступает резервная «старая» система охлаждения, но при этом утилизируемое тепло просто «сбрасывается» на улицу.

Суммарный объем инвестиций обеими компаниями на реализацию данного проекта составил 4,7 млн шведских крон или около 24 млн руб., из них:

• ИТ-компания Bahnhof потратила 3,4 млн шведских крон на создание новой системы охлаждения ЦОД, включая тепловые насосы, внутреннюю разводку коммуникаций, создание системы автоматизации процессов «под ключ»;
• теплоснабжающая организация «Фортум Варне» инвестировала 1,3 млн шведских крон на прокладку нового участка трубопровода тепловой сети от ЦОД до существующей городской системы централизованного теплоснабжения.

2. Дата-центр Bahnhof Thule. Данный ЦОД находится в центре стокгольма и по праву может считаться самым энергоэффективным дата-центром в стране. с момента ввода в эксплуатацию этот ЦОД стал самым крупным дата-центром, расположенным в деловом центре стокгольма.

Он состоит из трех серверных залов, система охлаждения «горячих» коридоров которых основана на использовании тепловых насосов в количестве 3 шт. (Carrier 30XWH 802-HT), подключенных как по горячей, так и холодной стороне. При нормальном режиме работы тепловые насосы одновременно выдают мощность на нужды централизованного тепло- и холодоснабжения.

Отопительный сезон в стокгольме длится около полугода. Важной особенностью является то, что система централизованного холодоснабжения и тепловые насосы образуют две независимых системы охлаждения ЦОД Thule. Тепловые насосы были смонтированы таким образом, чтобы они могли работать в «островном режиме», т.е. без подключения к системе централизованного холодоснабжения и «сброса» нагрузки в нее.

Использование той или иной системы, соответственно, зависит от городских погодных условий. Отпуск тепловой энергии от ЦОД начинается при наружной температуре воздуха от +7 0C и ниже; при достижении температуры наружного воздуха +20 0C и выше производства холода и выдача его в сеть централизованного холодоснабжения на полную проектную мощность.

Подключив ЦОД к сетям централизованного тепло- и холодоснабжения, ИТкомпания и энергохолдинг «Фортум Варме» создали новую высоконадежную и достаточно гибкую систему утилизации «сбросной» энергии дата-центра.

Тепловые насосы могут сразу выдавать полную тепловую мощность благодаря тому, что энергия берется одновременно из машинных залов и из обратного трубопровода централизованного системы холодоснабжения.

В ходе нормального режима работы тепловые насосы «берут» энергию из обратного трубопровода централизованной системы холодоснабжения и в результате выдают тепловую энергию уже в систему централизованного теплоснабжения. Общая холодопроизводительность тепловых насосов составляет около 1,189 МВт при выдаче в сеть воды температурой 5,5 0с, суммарная выдаваемая тепловая мощность тепловых насосов – 1,583 МВт или 1,36 Гкал/ч, температура теплоносителя при этом составляет около 68 0C.

В связи с тем, что в ближайшие годы планируется расширение ЦОД, для ИТкомпании было важно инвестировать средства в систему охлаждения именно с учетом перспективного развития дата-центра и возможности утилизации всего объема «сбросного» тепла и холода. суммарный объем инвестиций обеими компаниями на реализацию проекта составил 7,9 млн шведских крон или около 41 млн руб.

Канада

В конце 2012 г. кредитно-финансовая корпорация Westbank и телекоммуникационная компания Telus заключили договор на строительство комплекса зданий Telus Garden в г. Ванкувер, включающего 24-этажный деловой центр и 44-этажный жилой комплекс, общей стоимостью 750 млн долл. сшА, в настоящее время реализация проекта находится в завершающей стадии строительства.

Одной из задач проекта было выбрать источник тепло-, холодоснабжения и горячего водоснабжения для двух зданий, исходя из следующих основных критериев: надежное теплоснабжение по обоснованным тарифам (с учетом минимизации капитальных и операционных затрат); соответствие стандартам LEED Platinum и Gold certification; минимальный объем выбросов CO2 в атмосферу.

Организацией ответственной за строительство и дальнейшую эксплуатацию системы теплоснабжения комплекса Telus Garden стала дочерняя структура энергетической компании FortisBC Alternative Energy Service Inc. (FAES).

Проектная тепловая нагрузка комплекса зданий (офисные, жилые и торговые площади) составляет 5,81 МВт или 5 Гкал/ч, из которых: нагрузка на отопление – 5,11 МВт или 4,4 Гкал/ч; нагрузка ГВС– 0,7 МВт или 0,6 Гкал/ч. Проектная величина холодопроизводительности – 5,48 МВт.

Годовое потребление тепла на нужды отопления всех зданий составляет 2906 Гкал (3379 МВт•ч); годовой расход тепла на нужды ГВС – 1561 Гкал (1815 МВт•ч); годовой расход холода – 4591 МВт•ч. Общая площадь зданий составляет около 88 тыс. м².

В результате сравнения порядка 10 различных источников теплоснабжения (включая возобновляемые источники энергии; когенерационную установку на базе газопоршневых агрегатов; подключение к существующей системе парового теплоснабжения и др.) наиболее эффективным оказался вариант с утилизацией излишков тепла от существующего ЦОД Telus.

Система утилизации и транспорта тепловой энергии от ЦОД включает в себя: холодильные машины (чиллеры); теплообменные аппараты типа «вода-воздух» (2 шт.) для утилизации тепла горячего воздуха от ЦОД; тепловые насосы; насосное оборудование; систему ГВC; охладительную башню-градирню (используется в том случае, когда нет необходимости в полезном использовании того или иного количества тепла от ЦОД); теплообменное оборудование и подводящие трубопроводы для подключения к существующей паровой системе теплоснабжения; систему учета тепловой энергии.

Теплообменные аппараты (2 шт.) размещаются непосредственно на территории ЦОД, необходимые для охлаждения воздуха, выделяемого оборудованием ЦОД, и нагрева воды до температуры 20-38 °C.

Затем нагретая вода направляется по трубопроводу в энергоцентр, где расположены тепловые насосы и чиллеры, предназначенных для нагрева воды на нужды теплоснабжения и охлаждения на нужды холодоснабжения зданий соответственно. Три тепловых насоса (рабочий хладагент R-134a) размещаются в энергоцентре, которые используются для нагрева воды на нужды отопления до температуры 43 °C, на нужды ГВс – до температуры 70 °C. Коэффициент преобразования тепловых насосов доходит до 5.

В энергоцентре размещено пять чиллеров (использующих хладагент R-134a), охлаждаемая вода (на холодной стороне) в которые поступает с температурой 11 °C, а из них уже направляется в систему холодоснабжения с температурой 5 °C; на горячей стороне в чиллеры поступает вода из ЦОД с температурой 29 °C и покидает их с температурой 35 °C.

Как было указано выше, для покрытия пиковых тепловых нагрузок зданий Telus Garden используется существующая система пароснабжения. Также данная паровая система является резервной и в случае необходимости может покрыть всю проектную тепловую нагрузку зданий. Подключение к паровой сети производится через теплообменные аппараты (тепловые пункты), размещенных в зданиях: в офисном здании теплообменник тепловой мощностью 2,32 Гкал/ч (2,7 МВт); в жилом здании теплообменный аппарат тепловой мощностью 2,84 Гкал/ч (3,3 МВт).

Градирня (охладительная башня) предназначена для «сброса» излишков тепла, которые не могут быть использованы, что позволяет стабильно работать системе охлаждения ЦОД, когда нагрузки в зданиях не сбалансированы (это может возникать, например, летом, когда потребность в холоде превышает потребность в тепле). Градирня имеет отдельный независимый от энергоцентра контур (через теплообменник), физически она размещается на 22-м этаже офисного здания.

Система транспорта энергоносителей включает в себя: трубопроводы диаметром 2Ду250 между ЦОД и энергоцентром, распложенным в офисном здании; трубопроводы между энергоцентром и жилым зданием 2Ду250 – для отопления потребителей (температура теплоносителя 43 °C), 2Ду150 – для ГВС потребителей (температура теплоносителя 70 0C); 2Ду200 – для холодоснабжения потребителей (температура воды 5 °C).

В соответствии с проектом, теплоснабжение и горячее водоснабжения всего этого комплекса до 94% возможно обеспечить за счет использования избыточного тепла ЦОД Telus (в зависимости от загрузки его серверного оборудования), находящегося в непосредственной близости. Покрытие пиковой тепловой нагрузки и полупиковой (при снижении тепловой мощности от ЦОД в случае уменьшения загрузки его серверов) обеспечивается за счет существующей паровой системы теплоснабжения.

Капитальные затраты на создание системы утилизации излишков тепловой энергии ЦОД составили 3,165 млн долл. США, ежегодные операционные затраты – 297 тыс. долл. сшА (которые в совокупности являются практически минимальными по сравнению с другими рассматриваемыми вариантами теплоснабжения). При этом объем ежегодных выбросов CO2 в случае полезного использования избытка тепла ЦОД составляет всего 12 т, что также является минимальным значением по сравнению с остальными вариантами теплоснабжения новых зданий.

Нидерланды

В начале 2015 г. голландская энергетическая компания Eneco, которая обслуживает более 2 млн потребителей, объявила о начале сотрудничества со «стартап» компанией Nerdalize. совместными усилиями у ряда потребителей они установили полноценные компактные серверы, связанные с массивной облачной платформой посредством сети Интернет, которые, по сути, являются для потребителей радиаторами, самостоятельно генерирующими тепловую энергию. По предварительным оценкам, стоимость предоставления услуг хостинга такой серверной ниже на 30- 55% (в зависимости от используемого типа системы охлаждения).

Охлаждение таких мини-серверов производится водой по замкнутому контуру, в котором нагретая вода отдает тепло отапливаемому помещению, имеется возможность «сброса» излишков тепловой энергии на улицу. Выделяемого тепла серверами-радиаторами достаточно для обогрева помещений в условиях голландского климата.

Причем, ИТ-компания Nerdalize построила данную систему таким образом, что «квартирные» серверы постоянно загружены на полную мощность, т.е. объем выделяемой тепловой энергии находится на одном уровне. В случае отсутствия связи с сетью Интернет, на мини-сервере запускается соответствующий скрипт, который заставляет выполнять их пустые вычисления, чтобы избежать нежелательных перерывов в работе такой своеобразной системы отопления.

Данный эксперимент проводится в пяти многоквартирных жилых домах страны. В настоящее время система работает в тестовом режиме, т.к. специалисты двух компаний хотят понять, сможет ли она быть коммерчески выгодной по сравнению с традиционными способами теплоснабжения потребителей.

Еще несколько примеров

В 2010 г. компания Telehouse построила дата-центр Telehouse West в лондоне (Великобритания) с системой полезного использования избыточного тепла датацентра для теплоснабжения домов и учреждений, расположенных неподалеку.

В 2011 г. французский энергетический холдинг Dalkia и парижский Диснейленд (Disneyland Paris) объявили о своем сотрудничестве для реализации совместного проекта по утилизации избыточного тепла ЦОД Диснейленда и передачу его через строящиеся трубопроводы тепловых сетей компании Dalkia для теплоснабжения нового бизнес-парка Val d’Europe общей площадью около 600 тыс. м², расположенного недалеко от Парижа (данное решение позволяет ежегодно снижать выбросы CO2 при на 5,4 тыс. т).

Британская компания AQL, предоставляющая телекоммуникационные услуги, в ходе полной реконструкции своего ЦОД (г. лидс, Великобритания) в 2013 г. внедрила систему утилизации выделяемого ЦОД тепла, которое используется для отопления своего же конференц-зала на 300 мест, расположенного неподалеку от дата-центра, в перспективе планируется также использовать выделяемое датацентром тепло для отопления арт-галереи The Tetley.

На окраине г. Цюрих (швейцария) компания IBM в середине 2000-х гг. переоборудовала бывший военный бункер 1971 г., находящийся на глубине 7 м, в ЦОД. Выделяемое ЦОД тепло используется для нагрева воды близлежащего муниципального бассейна. За год ЦОД способен отдавать около 2,4 тыс. Гкал.

Также известны примеры по использованию выделяемого тепла ЦОД для обогрева оранжереи, цветочного тепличного хозяйства.

Как видно, большинство из рассмотренных проектов реализованы в странах европы с холодным климатом.

В заключение отметим, что использование систем охлаждения на базе теплового насоса для полезной утилизации тепловой энергии ЦОД позволяет на 80% снизить затраты электроэнергии на охлаждение дата-центра по сравнению с менее прогрессивными системами на базе воздушного охлаждения и на 13% по сравнению с традиционными системами жидкостного охлаждения (на базе чиллеров).