Е. В. Шелковой (АНО «Центр «Энерджинет»), А. А. Антонов (АО «НТЦ ЕЭС»)
Опубликовано в журнале Teplovichok Today, №1(28) за 2026 год
Аннотация
В статье представлены результаты технико-экономического моделирования работы энергетической инфраструктуры в изолированном энергоузле на основе технологий распределенной генерации и комбинированной выработки электрической и тепловой энергии с использованием тепловых насосов. Получена оценка возможных эффектов и капитальных затрат. Представлены предложения по практической реализации проекта.
1. Введение. Актуальность и проблематика
Локальная энергетика в изолированных энергоузлах на удаленных и труднодоступных территориях Сибири, Арктики и Дальнего Востока характеризуется низкой технической и экономической эффективностью, как показано в [1]. Основу энергоснабжения составляют дизельные электростанции и угольные котельные.
Согласно Программе модернизации объектов локальной генерации на территории Дальневосточного федерального округа, утвержденной Правительством Российской Федерации от 10.06.2024 № АН-П51-17295 (далее – Программа), объем перекрестного субсидирования работы технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем только в одном ДФО составляет в среднем 20 млрд руб. в год. Суммарная установленная электрическая мощность генерирующих объектов в том же ДФО составляет 823 МВт. Экономически обоснованный тариф на производство электроэнергии на дизельном топливе в среднем составляет 60 руб./кВт·ч, а на производство тепловой энергии – превышает 10 тыс. руб/Гкал.
В соответствии с Планом мероприятий для реализации второго этапа Программы, в который включены 70 % объема Программы, планируется определить оптимальное технологическое решение для модернизации локальной генерации. Анализ возможных технических решений представлен в [2].
В качестве такого решения может быть рассмотрена технология создания объектов распределенной генерации с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии с использованием тепловых насосов, представленная в данной статье.
2. Цели и задачи исследования. Описание действующих решений
Локальный изолированный энергоузел построен как сочетание централизованной генерации на базе дизельной электростанции и угольной котельной, распределительных инженерных сетей и распределенных конечных потребителей.
В электрической части присутствует только один объект генерации, и системные вопросы синхронизма, устойчивости по частоте и напряжению не актуальны. При этом в состав ДЭС входят несколько дизель-генераторов, размещенных, как правило, в едином машинном зале. КПД ДЭС составляет в среднем 35%. Потери в распределительной электрической сети – порядка 20%. Утилизация тепла выхлопных газов и системы охлаждения ДГУ, как правило, не используется или используется только для обогрева машзала и других помещений самой ДЭС. Подача топлива автоматизирована с помощью топливных насосов и АСУ ТП.
Теплоснабжение построено на основе угольных котельных, которых в населенном пункте может быть несколько, распределенных по районам нагрузки. КПД котельных составляет порядка 75%. Большинство котельных не автоматизировано и лишено системы очистки дымовых газов. Потери в тепловых инженерных сетях в среднем превышают 45%.
Для так построенной энергетической инфраструктуры с высокой стоимостью производства и передачи энергии становится актуальной модель комбинированной выработки электрической и тепловой энергии в блочно-модульном конструктивном исполнении на основе дизельного топлива, а также использование возобновляемых источников энергии и накопителей энергии с сокращением сетевой инфраструктуры и автоматизацией технологических процессов, информационном обменом и диспетчерским управлением в целях повышения КПД использования дорогостоящего топлива.
Решением может стать несколько распределенных автоматизированных ДГУ в блок-модулях контейнерного типа с утилизацией тепла и тепловыми насосами, которые применяются для доведения сетевого тепла до нормативной температуры на стороне потребителя. Централизованные ДЭС и котельные при этом возможно вывести из активной эксплуатации или оставить в холодном резерве.
Указанные блок-модули распределяются по территории поселка по центрам нагрузок и не требуют постоянного присутствия персонала. Тепло ДГУ сбрасывается в локализованный участок теплосети для близлежащих потребителей. Тепловые насосы обеспечивают нужную температуру сетевой воды для подачи в помещение конечного потребителя. Таких участков на территории поселка может быть несколько. Это ставит вопрос о методике оптимального выбора конфигурации и размещения блок-модулей ДГУ и тепловых насосов. Управление осуществляется на едином диспетчерском пункте с наличием оперативно-выездной бригады, ЗИП и резерва подменных блок-модулей для аварийных ремонтов и осмотров.
В результате осуществляется переход к локальной интеллектуальной распределенной энергосистеме (ИРЭС) с несколькими согласованно работающими источниками генерации и автоматизированным диспетчерским управлением, как показано на Рисунке 1.
Режим генерирующих объектов зависит от тепловой нагрузки, аналогично ТЭЦ в больших энергосистемах. Единицей генерирующего оборудования является блок-модуль в составе ДГУ, системы утилизации тепла, резервного водогрейного котла и тепловых пунктов с тепловыми насосами. Пример блок-модуля представлена на Рисунке 2.
При этом стоит отметить, что такие объекты могут быть установлены без капитального строительства с монтажом на подготовленную площадку из железобетонных плит или сварную раму.
В статье представлен пример проекта по созданию ИРЭС в с. Нарым Томской области, технологическое решение и бизнес-модель для которого разрабатываются в настоящее время в рамках деятельности Энерджинет Национальной Технологической Инициативы. В статье дана оценка капитальных затрат и ожидаемых эффектов. Показаны возможные варианты развития и тиражирования данного технологического решения.
3. Моделирование и исследование
Разработка решения выполнялась на основе результатов аудита энергетической инфраструктуры с. Нарым с натурным обследованием и выездом команды разработчиков, включая представителей АНО «Центр «Энерджинет», выполненным в феврале 2025 года.
Разработаны балансы энергии и мощности в системах электроснабжения и теплоснабжения до и после выполнения мероприятий. Также были составлены тарифные модели с постатейным расходами, учитываемые в необходимой валовой выручке регулируемой ресурсоснабжающей организации (МУП ЖКХ). Период планирования составлял 15 лет.
Места размещения блочно-модульных ДГУ выбраны вблизи действующих котельных и точек повышенной тепловой нагрузки, вблизи зданий бюджетных и ведомственных учреждений, а также коммерческих организаций (школы, детские сады, администрация, почта, сельский дом культуры, музей, фельдшерско-акушерский пункт, продовольственные магазины, кафе-столовая). Резервирование обеспечивается за счет двух мобильных блок-модулей. План-схема размещение объектов представлена на Рисунке 3.
Таким образом, действующие централизованная ДЭС мощностью 2230 кВт, три котельных суммарной тепловой мощностью 4,1 Гкал/ч и тепловая распределительная сеть могут быть выведены из эксплуатации или переведены в режим холодного резерва.
Взамен предлагается создать локальную интеллектуальную распределенную энергосистему с объектами комбинированной выработки электрической и тепловой энергии и новыми участками тепловой сети с низкими потерями.
Для экономии топлива в весенне-летний период используется солнечная электростанция (СЭС) с накопителем энергии (СНЭ). Диспетчерский пункт и щит управления расположены в здании МУП ЖКХ. Основные параметры оборудования представлены в Таблице № 1.
Таблица № 1. Параметры основного оборудования схемы с распределенной генерацией
Пример исполнения теплового насоса производства компании «Броск» для такой конфигурации энергетической инфраструктуры представлен на Рисунке 4.
Двухкаскадный тепловой насос с функцией утилизации тепла BROSK LUFT DUO Boost обладает двумя ступенями преобразования, где используются два вида хладагента, работающие на разных температурных уровнях. Работа с источником воздуха до –38°С, что дает применение на большинстве объектов в нашей стране. Возможность нагрева теплоносителя до +130°С не требует реконструкции системы отопления. Такая система создаёт универсальность применения тепловых насосов с встраиванием в существующие параметры, а значит и тиражируемость решения. Подробная информация представлена в [3].
Суммарная электрическая мощность генерации в энергосистеме составит 840 кВт без учета ВИЭ, а тепловая мощность составит 1,21 Гкал/ч. При этом максимальная электрическая нагрузка составляет 560 кВт, тепловая нагрузка конечных потребителей (без учета мощности потерь в сети) – 0,5 Гкал/ч. Сводные балансовые показатели вариантов текущей («ДО») и предлагаемой («ПОСЛЕ») конфигураций представлены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2. Основные показатели баланса мощности
Таблица 3. Основные показатели баланса энергии
Предлагаемая конфигурация требует усиления электрической сети в целях обеспечения 2-й категории надежности питания для тепловых пунктов с тепловыми насосами. Установка в составе тепловых пунктов источников бесперебойного питания обеспечивает 1-ю категорию надёжности, которая необходима для объектов теплоснабжения.
На основе организованных участков тепловых сетей вокруг блок-модулей возможно технологическое присоединение потребителей из числа населения и приравненных к нему категорий потребителей с помощью индивидуальных тепловых насосов. При этом целесообразно предварительно проводить мероприятия по повышению энергетической эффективности и энергосбережению на стороне потребителей.
4. Результаты исследования
В результате за счет применения предложенной конфигурации энергетической инфраструктуры практически полностью исключаются потери в тепловой сети и, соответственно, снижаются переменные расходы на производство тепловой энергии в том числе на топливо. Снижение потерь обусловлено использованием сетевого теплоносителя низкой температуры (10–20 °С) и современных трубопроводов с ППУ-изоляцией. При этом осуществляется переход на схему теплоснабжения без разбора воды (закрытая система теплоснабжения) с контуром, отдельным от тепловых насосов. В рамках такой схемы за счет подбора оптимальных параметров сетевых насосов и использования присадок возможно обеспечить расчетное время, необходимое для устранения аварии в сети теплоснабжения для предотвращения замерзания теплоносителя в трубах.
Снижаются расходы МУП ЖКХ за счет вывода из эксплуатации котельных и ДЭС (расходы снижаются и в случае их перевода в холодный резерв). При этом обеспечивается требуемый уровень надежности и резервирования.
Повышение расходов на топливо в связи с дополнительной нагрузкой со стороны тепловых насосов составляет 4,9 млн рублей в год и нивелируется благодаря использованию современных ДГУ с низким удельным расходом топлива и централизованной системой управления загрузкой агрегатов со стороны диспетчера.
При этом КПД использования топлива для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии возрастает до уровня свыше 85% за счет применения системы утилизации тепла.
В годовом балансе возникает эффект в виде экономии топлива за счет использования СЭС в весенне-летний период. Снижение потребления дизельного топлива достигает 28 %. Эффекты обобщены в Таблице 4.
Таблица 4. Оценка эффектов реализации интеллектуальной распределенной энергосистемы в с. Нарым
Дополнительно возможны эффекты в виде экономии расходов на эксплуатацию и техническое обслуживание, в том числе за счет использования информационной системы контроля и мониторинга технико-экономических показателей работы энергетической инфраструктуры, прогнозирования и планирования ремонтов по техническому состоянию оборудования.
Укрупненная оценка капитальных затрат, включая стоимость оборудования, проектно-изыскательских, строительно-монтажных и пуско-наладочных работ выполнена с учетом реализации проекта на изолированной и труднодоступной территории. В оценке затрат не учтены затраты на мероприятия по реконструкции электрической сети, необходимые для обеспечения требуемой категории надежности питания тепловых насосов. Результаты оценки представлены в Таблице 5.
Таблица 5. Оценка капитальных затрат (в ценах 2025 г.)
5. Основные выводы и предложения
По результатам выполненного исследования можно сделать следующие выводы:
1. Технология распределенной генерации в сочетании с тепловыми насосами позволяет создавать объекты комбинированной выработки электрической и тепловой энергии с высоким КПД.
2. Переход в изолированном энергоузле к локальной интеллектуальной распределенной энергосистеме с диспетчеризацией, построенной на распределенной комбинированной генерации и современных информационных системах, позволяет снизить расходы регулируемых ресурсоснабжающих организацией.
3. Дизельное топливо за счет возможности автоматизации технологического процесса производства энергии и эксплуатации без постоянного присутствия персонала является приоритетным видом топлива в изолированных энергоузлах.
4. Сократить расход дизельного топлива возможно за счет применения ВИЭ, СНЭ и систем диспетчеризации с оптимальной загрузкой генерирующих мощностей.
5. Укрупненная оценка капитальных затрат показывает, что простой срок возврата инвестиций остается на приемлемом для инвестора уровне (в рассмотренном примере этот срок составляет 5,5 лет).
6. Целесообразна реализация пилотного проекта на основе указанной конфигурации и технологий в рамках энергосервисного механизма или концессии, в том числе с учетом новых бизнес-моделей, разработанных АНО «Центр «Энерджинет» и представленных в [4].
7. Целесообразно рассмотреть возможность объединения нескольких инвесторов в рамках одного комплексного проекта по всей локальной инфраструктуре населенного пункта (теплоснабжение, электроснабжение, энергосбережение на стороне потребителя).
8. После успешной реализации пилотного проекта возможно тиражирование представленной технологии, в том числе в рамках второго этапа реализации Программы модернизации объектов локальной генерации на территории Дальневосточного федерального округа, утвержденной Правительством Российской Федерации от 10.06.2024 № АН-П51-17295.
Список литераторы
1. Бердников Р., Холкин Д., Чаусов И. Оптимизация систем энергоснабжения удаленных и изолированных территорий за счет управления энергетической гибкостью // Энергетическая политика. №1 (179), 2023. С. 94–106
2. Шелковой Е.В., Кабанов В.А. Технологии гибридной генерации для локальной энергетики Дальнего Востока и Арктики // Энергоэксперт. №3, 2024. С. 12–18.
3. Интернет-сайт https://brosk.ru
4. Холкин Д., Чаусов И., Губанов М., Мельников П., Коломыц Л. Новые бизнес-модели развития локальной энергетики // Энергетическая политика. №9 (200), 2024. С. 32–42.
Статья опубликована в журнале Teplovichok Today, №1(28) за 2026 год