1. С уважением, Александр Игоревич Прохоров
академический советник
Российской Инженерной Академии
+7 909 909 7667
Проект реконструкции центральных тепловых пунктов (ЦТП) и водогрейных котельных с
целью автономной выработки электроэнергии
Задачи проекта Heat-El.
 Снижение себестоимости поставляемой потребителям тепловой энергии.
 Увеличение надёжности теплоснабжения.
 Резервирование систем жизнеобеспечения (пожарная сигнализация, системы вентиляции,
лифты и т.п.) за счёт автономных источников, установленных в ЦТП и котельных.
 Высвобождение электрических мощностей в районах с закрытыми питающими центрами.
 Частичное высвобождение земельных участков, занимаемых ЦТП.
 Увеличение энергоэффективности ЦТП и котельных и ресурсосбережение.
 Выполнение требований по энергосбережению в соответствии с 261-ФЗ «Об
энергосбережении…».
Предпосылки к реализации проекта Heat-El.
Тепло для нужд отопления и горячего водоснабжения (ГВС) потребителей,
преимущественно вырабатывается на ТЭЦ, отопительных и производственно-отопительных
котельных, в качестве основного топлива потребляющих природный газ.
Электроэнергия, для обеспечения транспорта тепловой энергии потребителям, подводится к
котельным от внешних сетей. Тепло потребителям передаётся по тепловым сетям и
распределяется между потребителями с помощью ЦТП и индивидуальных тепловых пунктов
(ИТП).
Вышеприведённая структура энергоснабжения показывает, что для теплоснабжения
используются три вида энергоносителей: газ и горячая вода, а также электроэнергия, которые,
соответственно, передаются по газопроводам, теплотрассам и по линиям электропередачи (ЛЭП).
Если принять во внимание надёжность газопроводов, теплотрасс и ЛЭП, то наиболее надёжными
будут являться газопроводы, надёжность которых примем за единицу.
Теплотрасса, позволяющая передавать такую же мощность, как и газопровод на
порядок менее надёжна, что связано с более интенсивной коррозией теплотрасс.
ЛЭП, такой же мощности, как и газопровод уже на два порядка имеет меньшую
надёжность, что связано с тем, что штатным режимом работы ЛЭП являются периодические
кратковременные нарушения электроснабжения (КНЭ) или т.н. «мигания», связанные с
периодическим замыканием проводов в связи с порывами ветра. КНЭ практически негативно не
сказывается на работе ротационных потребителей, таких как насосы и тягодутьевое оборудование,
однако КНЭ достаточно для срабатывания защитной автоматики котлов ТЭЦ, что приводит к
необходимости их повторного розжига и риску хлопков (и взрывов), особенно при повторном
розжиге низкоквалифицированным персоналом и в ночное время.
Рост экстремальности климата за последние два десятилетия, износ электросетевого
хозяйства и падение квалификации электротехнического персонала увеличивают частоту
локальных отключений и риски системных аварий (для Московского региона и смежных областей
– весна 2005 г., зима 2010/11 гг.). При этом, начавшаяся установка газовых мини-ТЭЦ и
резервных дизельных электростанций поможет обеспечить не размораживание только
котельных и теплотрасс. Тепловая система конечного потребителя при аварии энергосистемы
подвергается риску размораживания т.к. будут остановлены насосы ЦТП и горячий теплоноситель
будет прокачиваться только в контуре между котельной и ЦТП. При этом практической
возможности альтернативным способом резервировать работу ЦТП нет, т.к. к ЦТП не подведён
газ и отсутствует возможность создания склада резервного топлива.
Применяемая технология.
Принцип действия электростанций, использующих органический цикл Ренкина (ОЦР)
1 из 4

2. аналогичен принципу действия паровых ТЭЦ, также работающих по циклу Ренкина, но с тем
отличием, что в ОЦР, вместо воды, используется низкокипящая жидкость из озонобезопасных
фреонов, способная кипеть при температурах +60 ÷ 80 °С или при иных температурах, в
зависимости от располагаемого теплового перепада. Принцип работы энергоустановки на базе
ОРЦ показан на Рис. 1.
Рис. 1
Циркуляция фреона обеспечивается насосом P-100, подающим фреон через рекуперативный
теплообменник (ТО) в ТО E-100, где производится нагрев фреона сетевой водой (тепло Q2) до
температуры 80 – 100 °С или до более высокой температуры. В результате нагрева фреон вскипает
и в парообразном виде поступает в детандер-генераторный агрегат K-100, где совершает
работу по выработке электроэнергии Q3. Электроэнергия Q3 частично используется для
электроснабжения циркуляционного насоса P-100, а частично – для энергоснабжения
потребителей, таких как ЦТП, котельная, жилой фонд и т.п.
Фреон, частично охлаждённый в рекуперативном ТО E-101, поступает в ТО E-102, где
подогревает воду, поступающую на теплоснабжение потребителя. В результате охлаждения в ТО
E-102, фреон конденсируется, отдаёт тепло Q4 потребителю поступает на вход циркуляционного
насоса P-100.
По аналогичному принципу работают серийно производимые ОРЦ электростанции, см. рис.
2.
Рис. 2
Вариант исполнения тепловой схемы ЦТП, с выработкой электроэнергии на базе ОРЦ,
показан на Рис 3.
2 из 4

3. Рис. 3
Как видно из Рис. 3, основными потребителями электроэнергии являются циркуляционные
насосы системы отопления и горячего водоснабжения (ГВС), а также насосы холодного
водоснабжения (ХВС). В отопительный сезон, когда потребителям поступает максимальное
количество тепла и в работе находится максимальное количество насосов, электрогенератор
работает на номинальном режиме. По мере снижения расхода тепла, например во
внеотопительный период, из работы выводятся циркуляционные насосы отопительного контура, а
пониженное количество электроэнергии, вырабатываемое из поставляемого потребителю тепла,
достаточно для питания насосов ГВС и ХОВ.
В период проведения профилактики в системе теплоснабжения, в работе остаются насосы
ХОВ и автоматика ЦТП, на указанные нужды должна быть зарезервирована незначительная
электрическая мощность, составляющая на уровне 15-20% от присоединённой мощности ЦТП,
которая будет использоваться на период профилактики, в течение 2 – 4 недель в году.
Экономическая эффективность.
Экономический эффект складывается из двух составляющих. Основной экономический
эффект обеспечивают высвобождаемые электрические мощности для присоединения новых
потребителей, а также снижение затрат на электроэнергию при работе ЦТП. Дополнительный
экономический эффект заключается в повышении экономичности и надёжности ЦТП,
минимизации рисков размораживания потребителей, а также в возможности использования части
площадей реконструированных ЦТП для сооружения объектов коммерческой недвижимости.
На примере г. Москвы можно оценить экономическую эффективность реконструкции ЦТП:
В 2012 г. ЦТП г. Москвы использовали 756,9 тыс. МВт•час. Присоединённая мощность
ЦТП составляет 365,4 МВА.
Экономический эффект от замены сетевой электроэнергии на автономно вырабатываемую
электроэнергию, с учётом действующих тарифов на сетевую электроэнергию, составит 5 млрд
руб./год, при этом увеличение теплопотребления, для г. Москвы составит 10,5% от
существующего теплопотребления.
Стоимость оборудования для модернизации ЦТП установленной электрогенерирующей
мощностью на уровне 300 МВт с 50% резервом, т.е. суммарной устанавливаемой мощностью 450
МВт составит в пределах 18 млрд. руб. с НДС. Это позволит, оставив для электроснабжения ЦТП
в пределах 15 – 20% существующей электрической мощности, для работы систем ХВО во
3 из 4

4. внеотопительный сезон и при проведении ППР в системе теплоснабжения, другие мощности: 80 –
85% использовать для электроснабжения потребителей, испытывающих дефицит мощностей. Это
позволит по г. Москве высвободить на уровне 230 – 250 МВт электрических мощностей, что
может быть актуально именно в районах с закрытыми питающими центрами МОЭСК.
В таком случае срок окупаемости, учитывающий экономию на замещении электрической
энергии тепловой энергией, составит 3,4 года.
При установке 300 МВт собственных генерирующих мощностей и сохранении
существующих сетей в качестве 100% резерва, простой срок окупаемости, при стоимости
генерирующего оборудования на уровне 12 млрд. руб. с НДС, составит 2,3 года.
Учитывая, что удельное потребление электрической энергии и установленная
электрическая мощность на каждом конкретном ЦТП отличаются, в качестве типичного ЦТП
можем принять ЦТП с тепловой мощностью в отопительный сезон на уровне 5 МВт (4,3 Гкал/час)
с пиковой потребляемой электрической мощностью на уровне 50 кВт. При этом стоимость
установки электрогенерирующего оборудования, системы автоматического управления (САУ) и
частичная замена теплообменного оборудования будут стоить в пределах 4 млн. руб. для одного
ЦТП. Стоимость установки в котельной 50 кВт на базе ОЦР составит 2 млн. руб.
При этом приведённый экономический эффект указан без учёта стоимости высвобождаемых
электрических мощностей, стоимости частично высвобождаемых площадей ЦТП, а также без
учёта роста энергоэффективности ЦТП при их реновации.
Реконструкция будет производиться следующим образом: при необходимости будет
модернизировано основное оборудование ЦТП. При этом ЦТП будет дополнено комплектом
теплообменного и генерирующего оборудования, которое позволит осуществлять работу без
использования внешних электрических сетей. Внешние электрические сети останутся в качестве
100% резерва, что сделает модернизированные ЦТП более надёжными в сравнении с
существующими ЦТП питающимися исключительно от внешних электрических сетей.
Заказчики реновации.
Владельцы ЦТП и котельных, администрации населённых пунктов, в которых будут
проводиться работы по реновации.
Выгодоприобретатели.
Владельцы ЦТП и котельных за счёт получения дополнительной прибыли и снижения
издержек и увеличения надёжности оборудования. Потребители тепловой энергии за счёт
снижения стоимости тепловой энергии и увеличения надёжности теплоснабжения.
Девелоперы, возводящие объекты недвижимости в районах с закрытыми питающими
центрами.
Партнёры.
Производители теплообменного оборудования, проектные организации, банки, лизинговые
компании.
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, МГТУ им. Н. Э. Баумана, ВТИ
4 из 4