Теплоэнергетика, 2022, № 1, стр. 18-31

МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

Годовой экономический эффект от снижения объемов водопользования ТЭС при установке ТН (Э_вод, руб/год) может быть определен следующим образом:

где ${{{\text{T}}}_{{{\text{вп}}}}}$ – тариф на водопользование, руб/м³; $\Delta {{g}_{{{\text{т}}{\text{.в}}}}}$ – относительное снижение расхода технической воды вследствие использования ТН, м³/(ч · МВт); ${{Q}_{{{\text{ТН}}}}}$ – тепловая мощность ТН, МВт; ${{h}_{{{\text{ТЭС}}}}}$ – число часов работы в режиме ТН + ТЭС, ч/год.

Соответственно, модель идеального объекта для внедрения ТН с максимальным экономическим эффектом от снижения водопользования ТЭС будет иметь вид

На практике существование указанной идеальной модели в условиях конкретной ТЭС представляется маловероятным.

Тариф на использование воды из поверхностных водных объектов в пределах установленных лимитов водопользования определяется Налоговым кодексом РФ. Налоговые ставки устанавливаются по бассейнам рек, озер, морей и экономическим районам, и процесс их формирования различен для разных типов систем водоснабжения.

Потенциальное снижение водопользования вследствие применения теплонасосного оборудования в системе охлаждения конденсатора ПТУ определяется типом системы технического водоснабжения ТЭС.

В прямоточных системах водоснабжения суммарное водопользование ТЭС зависит преимущественно от общего расхода охлаждающей воды через конденсатор ПТУ. Формула для расчета относительного часового снижения изъятия охлаждающей воды на 1 МВт мощности ТН, м³/(ч · МВт), [9] имеет вид

где С_в – теплоемкость воды, кДж/(м³ · К); t₂ и t₁ – температуры охлаждающей воды на выходе и входе конденсатора, °С; φ – коэффициент преобразования энергии ТН.

В оборотных системах водоснабжения с градирней суммарный объем водопользования ТЭС в значительной степени зависит от потерь охлаждающей воды с испарением и уносом. Относительное часовое снижение изъятия воды для подпитки системы охлаждения на 1 МВт мощности ТН [9] можно определить по выражению

где k_и и k_у – коэффициенты, учитывающие долю теплоотдачи испарением в общей теплоотдаче и долю уноса жидкости для заданного типа градирни соответственно.

В оборотных системах водоснабжения с прудом-охладителем на суммарный объем водопользования ТЭС влияют потери охлаждающей воды с испарением. Относительное часовое снижение изъятия воды для подпитки системы охлаждения на 1 МВт мощности ТН [9] можно рассчитать по формуле

Тепловая мощность ТНУ определяется объемом НПТ, воспринятого испарителем ТН, и коэффициентом преобразования ТН:

где ${{Q}_{{{\text{ТН}}}}}$ – часовой отпуск тепла от ТН, МВт; ${{Q}_{{{\text{ИНТ}}}}}$ – часовой объем НПТ, воспринятый испарителем ТН, т.е. тепло, отбираемое от источника низкопотенциального тепла (ИНТ), МВт.

На коэффициент преобразования энергии (КПЭ) влияют температуры источника и потребителя НПТ, а также теплофизические свойства рабочего тела ТНУ. Количество тепла, воспринятое испарителем ТН, в свою очередь зависит от расхода и температур ИНТ на входе и выходе испарителя.

Через систему охлаждения конденсатора ПТУ ТЭС отводится значительное количество НПТ. Однако следует учитывать, что с увеличением расхода ИНТ через испаритель ТН пропорционально возрастает расход электроэнергии на привод компрессора ТН. Это приводит к увеличению суммарного расхода электроэнергии на собственные нужды ТЭС, а также к снижению полезного отпуска на оптовый рынок электроэнергии (ОРЭ) и росту ее себестоимости.

Количество НПТ, которое может быть рационально утилизировано ТНУ, с учетом допустимого увеличения расхода электроэнергии на собственные нужды при работе ТЭС на конкурентном рынке электроэнергии можно определить, исходя из условия безубыточной продажи электрической энергии, когда доходы от поставок на ОРЭ покрывают затраты на приобретение топлива:

где ${\text{Т}}_{{{\text{доп}}}}^{{{\text{себ}}}}$ – топливная составляющая себестоимости электроэнергии, руб/(МВт ⋅ ч); Ц_топ – цена условного топлива, руб/т у.т.; ${{b}_{{{\text{ээ}}}}}$ – удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии, т у.т/(МВт ⋅ ч); ${{{\text{Ц}}}_{{{\text{ээ}}}}}$ – цена электроэнергии на ОРЭ, руб/(МВт ⋅ ч).

Тогда выражение для определения максимально допустимого часового расхода тепловой энергии от ТН ($Q_{{{\text{ТН}}}}^{{\max }}$, МВт · ч) исходя из условия безубыточного функционирования ТЭС в рамках ОРЭ будет иметь вид

где ${{W}_{{{\text{ээ}}}}}$ – часовая выработка электроэнергии ТЭС, МВт · ч; $W_{{{\text{с}}{\text{.н}}}}^{{{\text{ТЭС}}}}$ – часовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС без ТН, МВт ⋅ ч; ${{W}_{{{\text{х}}{\text{.н}}}}}$ – часовой расход электроэнергии на хозяйственные нужды ТЭС, МВт ⋅ ч; ${{B}_{{{\text{ээ}}}}}$ – часовой расход условного топлива на выработку электроэнергии, т у.т/ч.

Число часов работы ТНУ в составе оборудования ТЭС зависит от режима работы потребителя низкопотенциального тепла. Принципиально возможны два направления применения тепловой энергии, отпускаемой от ТНУ: использование на нужды ТЭC и теплоснабжение внешних потребителей.

Первое направление предполагает применение ТНУ для совершенствования тепловых производственных процессов самой ТЭC. При этом длительность отпуска тепла от ТНУ определяется особенностями технологического процесса либо покрытием отопительно-вентиляционной нагрузки или нагрузки горячего водоснабжения ТЭC. В этом случае длительность теплоотпуска от ТНУ зависит от климатических условий: температуры наружного воздуха, направления и скорости ветра, солнечного излучения, влажности воздуха и т.д.

Второе направление предполагает применение ТНУ для теплоснабжения внешнего потребителя путем подогрева обратной сетевой воды (ОСВ) или подпитки теплосети. Длительность работы теплонасосного оборудования также будет зависеть от климатических условий.

Поскольку абсолютное значение годового экономического эффекта от снижения объемов водопользования прямо пропорционально мощности ТНУ, то для наиболее универсальной формулировки основных выводов расчет представлен в относительном виде на 1 МВт мощности ТНУ. В качестве остальных исходных данных для расчета по формуле (1) взяты:

тарифы на водопользование согласно [10];

коэффициенты для расчета относительного снижения расхода технической воды для различных систем водоснабжения, принятые в соответствии с [11] при температуре охлаждающей воды на входе в конденсатор около 15°С, при варьировании температурного перепада в конденсаторе в пределах от 5 до 15°С и коэффициенте преобразования, равном 3;

число часов работы в режиме ТН + ТЭС согласно [12].

РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ

Тариф на водопользование для производства тепловой и электрической энергии субъектами электроэнергетики в РФ устанавливается, а также индексируется законодательно и зависит от местоположения потребителя и типа системы технического водоснабжения энергообъекта. Для ТЭС с прямоточными системами технического водоснабжения в период с 2021 по 2025 г. налоговая ставка за забор воды из поверхностных водных объектов составит 636 руб/1000 м³. Для ТЭС с оборотными системами технического водоснабжения налоговые ставки за использование водных ресурсов на нужды подпитки системы охлаждения для восполнения потерь на унос и испарение по источникам и экономическим районам зафиксированы на уровне 2014 г. и предусмотрена индексация в сторону увеличения на 15% в год до 2025 г.

На рис. 2 представлен ожидаемый диапазон изменения ставок платы за водопользование для ТЭС с оборотными системами технического водоснабжения в 2021 г. В среднем размер налоговой ставки будет варьироваться по экономическим районам в пределах от 654 до 1532 руб/1000 м³. Наибольшая ставка за водопользование – из озера Байкал, а также из рек и озер Северо-Кавказского экономического района, минимальная – для бассейна реки Енисей Восточно-Сибирского экономического района. Налоговая ставка может значительно меняться для бассейна одной реки (например, для реки Дон, протекающей по нескольким экономическим районам, изменение составляет 33%), а также в пределах одного экономического района (для Восточно-Сибирского экономического района ставка меняется более чем в 2 раза).

Законодательно не исключен дальнейший рост ставок за водопользование и после 2025 г. для ТЭС как с оборотными, так и с прямоточными системами технического водоснабжения. В соответствии с [10], начиная с 2026 г. ставка платы за пользование водными объектами, находящимися в федеральной собственности, определяется ежегодно умножением ставки, действовавшей в предыдущем году, на коэффициент, учитывающий фактическое среднегодовое изменение потребительских цен, который устанавливает Министерство экономического развития РФ в соответствии с данными государственной статистической отчетности для второго по порядку года, предшествующего году платежного периода.

Потенциальное снижение объемов водопользования ТЭС с помощью ТНУ, размещенной в системе охлаждения конденсатора ПТУ, в соответствии с формулами (2)–(4), зависит от типа системы технического водоснабжения ТЭС.

Для прямоточной системы водоснабжения на относительное снижение изъятия охлаждающей воды на 1 МВт мощности ТНУ влияют только разница температур охлаждающей воды на входе и выходе конденсатора ПТУ и коэффициент преобразования энергии ТНУ. Приращение температуры охлаждающей воды определяется количеством отводимого тепла, конструкцией конденсатора и типом системы технического водоснабжения и может варьироваться от 5 до 15°С.

Отопительные ТНУ работают с КПЭ в пределах 3–5. Установки с КПЭ ниже 3 традиционно считаются неэффективными, и подобный режим работы допустим лишь в течение короткого промежутка времени.

Значение коэффициента, учитывающего долю теплоотдачи испарением, для брызгальных бассейнов и градирен зависит от температуры наружного воздуха (при изменении температуры в диапазоне от 0 до 40°С он меняется в пределах от 0.0010 до 0.0016), а для водохранилищ (прудов-охладителей) – от температуры воды в реке или канале, впадающих в водоем (при изменении температуры в диапазоне от 0 до 40°С он меняется в пределах от 0.0007 до 0.0015). Потери воды вследствие уноса ветром определяются конструкцией охлаждающей установки и варьируются в пределах от 0.01 (для башенных градирен с водоуловительными устройствами) до 3% (для брызгальных бассейнов производительностью менее 500 м³/ч) расхода охлаждающей воды в оборотной системе водоснабжения [11].

На рис. 3 представлены результаты расчета по формулам (2)–(4) потенциального относительного снижения изъятия охлаждающей воды на 1 МВт тепловой мощности ТНУ в зависимости от типа и конструкции системы технического водоснабжения ТЭС. Диапазоны, показанные на рисунке, учитывают в соответствии с [11] такие факторы, как параметры охлаждающей воды, климатические условия и значения КПЭ ТНУ. Наибольший эффект в части снижения изъятия водных ресурсов достигается при использовании ТН на ТЭС с прямоточной системой водоснабжения. При этом относительное снижение объемов водопользования, рассчитанное по формуле (2) в соответствии с [11], составит от 35.8 до 137.6 м³/ч на каждый мегаватт тепловой мощности ТНУ. При использовании ТН на ТЭС с оборотными системами водоснабжения (ОС) относительное снижение объемов водопользования для подпитки системы охлаждения уменьшится на два порядка и по формуле (3) составит от 0.58 до 3.17 м³/ч на каждый мегаватт тепловой мощности ТНУ для оборотных систем с брызгальными бассейнами и градирнями и от 0.40 до 1.03 м³/ч для оборотных систем с прудами-охладителями по формуле (4).

Максимальная мощность теплового насоса (6) с учетом безубыточности продажи электроэнергии должна определяться индивидуально для каждого энергообъекта в зависимости от типа, мощности и регулировочного диапазона оборудования, региона РФ, в котором располагается ТЭС, климатических и метеорологических условий, вида и теплоты сгорания топлива, его поставщика, выбранного метода разнесения общего расхода топлива между электрической и тепловой генерацией, сегмента рынка электроэнергии, на котором осуществляется деятельность ТЭС, и ее рыночного окружения.

Так, на рис. 4 наглядно представлен диапазон изменения допустимой мощности теплового насоса, обеспечивающий безубыточное функционирование на рынке электроэнергии ТЭЦ на базе дубль-блока ПГУ-450, в зависимости от цен на электроэнергию, топливо и мощности ТЭС. При ценах на электроэнергию и топливо, равных 1000 руб/(МВт · ч) и 2000 руб/т у.т. соответственно, при изменении электрической нагрузки в пределах регулировочного диапазона максимальная мощность теплового насоса в зависимости от его КПЭ будет меняться в пределах от 100 до 460 МВт. При стоимости электроэнергии менее 800 руб/(МВт · ч) или цене условного топлива выше 5000 руб/т у.т. топливные затраты не компенсируются продажей электроэнергии и, следовательно, рациональность установки теплового насоса должна быть дополнительно обоснована технико-экономическими расчетами с учетом продажи тепловой энергии.

Число часов работы ТНУ определяется параметрами тепловой нагрузки потребителя низкопотенциального тепла, однако также напрямую зависит от режима работы ТЭС. По степени участия генерирующих энергетических объектов в покрытии графика электропотребления ТЭС делятся на базовые, полупиковые и пиковые в зависимости от числа часов использования установленной мощности в процессе работы в рассматриваемый период времени, которое характеризует, сколько часов потребовалось бы ТЭС для выработки фактического количества электроэнергии при работе на мощности, равной установленной, и зависит от типа установки, а также от климатических и рыночных условий в регионе.

Так, число часов использования установленной мощности электростанций в целом по ЕЭС России в 2019 г. составило 4384 ч, или 50% календарного времени [12]. При этом число часов использования установленной мощности без учета электростанций промышленных предприятий составляет для ТЭС 4002 ч [коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) равен 46%]. Можно сказать, что число часов использования установленной мощности электростанции характеризует минимальное число часов работы оборудования в году. Для электростанций РФ в период с 2015 по 2019 г. в среднем КИУМ варьировался в пределах от 35 до 58% (рис. 5).

Если тепловой насос применяется для отпуска тепла стороннему потребителю или для обеспечения отопления объектов на территории ТЭС, то число часов работы ТНУ будет определяться длительностью отопительного периода. Территориальная неравномерность длительности отопительного периода в России зависит от ее климатических особенностей (рис. 6). Так, в зависимости от региона длительность отопительного периода варьирует в пределах от 2256 до 8760 ч [13] и в среднем по стране составляет 5179 ч. Наиболее длительный отопительный период (8200–8760 ч) – в Красноярском крае, Тюменской и Мурманской областях, наиболее короткий (2200–2800 ч) – в Северо-Кавказском экономическом районе (Краснодарский край и Республика Крым).

В процессе исследований была выявлена значительная территориальная неравномерность потенциального относительного экономического эффекта от применения ТН на ТЭС (рис. 7), что позволяет определить потенциально более привлекательные регионы для внедрения тепловых насосов. Наибольший эффект будет наблюдаться в Восточно-Сибирском экономическом районе, а наименьший – в Калининградском. Так, с учетом ожидаемых ставок за водопользование в 2021 г. годовой экономический эффект от снижения объемов водопользования на 1 МВт мощности ТН, определенный по формуле (1), для прямоточной системы водоснабжения будет меняться в пределах от 51 до 767 тыс. руб/год, для оборотной системы с градирней – от 2.1 до 42.5 тыс. руб/год, для оборотной системы с прудом-охладителем – от 1.4 до 13.9 тыс. руб/год. Относительный годовой экономический эффект от снижения объемов водопользования по России в 2021 г. для прямоточной системы водоснабжения будет в среднем составлять 222 тыс. руб/год, для оборотной системы с градирней – 8.3 тыс. руб/год, для оборотной системы с прудом – 2.4 тыс. руб/год.

Далее приводится пример расчета потенциального относительного экономического эффекта от применения ТН на ТЭС Восточно-Сибирского экономического района в 2021 г.

В соответствии с тарифами на водопользование [10], утвержденными для ТЭС Восточно-Сибирского экономического района, с прямоточными системами технического водоснабжения налоговая ставка за забор воды в 2021 г. составит 636 руб/1000 м³, а для ТЭС с оборотными системами водоснабжения будет варьировать в пределах от 654 до 1532 руб/тыс. м³.

При расчетах по формулам (2)‒(4) относительного часового снижения объемов изъятия охлаждающей воды $\Delta {{g}_{{{\text{т}}{\text{.в}}}}}$ на 1 МВт мощности ТН для ТЭС с прямоточной и оборотной (как с градирнями, так и с прудом-охладителем) системами водоснабжения были приняты следующие основные условия:

температура охлаждающей воды на входе в конденсатор около 15°С;

перепад температуры в конденсаторе от 5 до 15°С;

варьирование коэффициента преобразования энергии ТНУ в пределах от 3 до 5.

Для ТЭС с прямоточной системой водоснабжения $\Delta {{g}_{{{\text{т}}{\text{.в}}}}}$ вычисляли по формуле (2), оно составило от 35.8 до 137.6 м³/(МВт ⋅ ч).

Для ТЭС с оборотной системой водоснабжения с градирней были приняты дополнительные условия:

варьирование коэффициента, учитывающего долю теплоотдачи испарением в общей теплоотдаче, составляет от 0.0010 до 0.0016;

варьирование коэффициента, учитывающего долю уноса жидкости, для заданного типа градирни в пределах от 0.01 до 3.00%.

Для ТЭС с оборотной системой водоснабжения с градирней вычисления выполняли по формуле (3), $\Delta {{g}_{{{\text{т}}{\text{.в}}}}}$ составило от 0.58 до 3.17 м³/(МВт ⋅ ч).

Для ТЭС с оборотной системой водоснабжения с прудом-охладителем при расчете относительного часового снижения объемов изъятия воды для подпитки системы охлаждения на 1 МВт мощности ТН наряду с основными было принято дополнительное условие – варьирование коэффициента, учитывающего долю теплоотдачи испарением в общей теплоотдаче, в пределах от 0.0007 до 0.0015.

Для ТЭС с оборотной системой водоснабжения с прудом-охладителем вычисления проводили по формуле (4), $\Delta {{g}_{{{\text{т}}{\text{.}}\;{\text{в}}}}}$ составило от 0.40 до 1.03 м³/(МВт ⋅ ч).

Время работы в режиме ТН+ТЭС согласно [12] для Восточно-Сибирского экономического района варьирует в пределах от 5352 до 8760 ч. Соответственно, потенциальный относительный экономический эффект от применения ТН на ТЭС Восточно-Сибирского экономического района в расчете на 1 МВт ТНУ составляет:

от 122 до 767 тыс. руб/год для ТЭС с прямоточной системой водоснабжения;

от 2 до 42 тыс. руб/год для ТЭС с оборотной системой водоснабжения с градирней;

от 1 до 14 тыс. руб/год для ТЭС с оборотной системой водоснабжения с прудом-охладителем.

В процессе вычислений были использованы тарифы на водопользование на 2021 г. Поскольку для ТЭС с оборотными системами водоснабжения предполагается замораживание до 2025 г. ставок платы за водозабор, то годовой экономический эффект от снижения объемов водопользования вследствие применения ТНУ будет сохраняться на уровне 2021 г. Но в дальнейшем ожидается индексация налоговых ставок за забор из поверхностных водных объектов, и тогда годовой экономический эффект от снижения объемов водопользования вследствие применения ТНУ увеличится более чем в 1.5 раза.

Как уже отмечалось, существование энергообъекта, для которого обеспечивается максимизация всех составляющих экономического эффекта от снижения объемов водопользования ТЭС благодаря ТНУ, представляется маловероятным. Важным фактором при определении эффективности применения ТН служит местоположение объекта, от которого, помимо тарифа на водопользование и длительности отопительного периода, зависит как соотношение цены на электроэнергию и топливо, так и степень загрузки оборудования, а следовательно, и максимальная мощность теплового насоса.

Принятие во внимание экономического эффекта, формируемого вследствие снижения объемов водопользования ТЭС при применении ТНУ в тепловой схеме, позволит улучшить показатели инвестиционных проектов по внедрению теплонасосных технологий и повысить к ним интерес генерирующих компаний.

Далее представлен пример оценки влияния экономического эффекта от снижения объемов водопользования на основные показатели инвестиционного проекта по внедрению ТНУ тепловой мощностью 50 МВт на ТЭС, расположенной в Северо-Западном экономическом районе (Санкт-Петербург). Расчет проводился с учетом следующих условий:

схема включения ТНУ в тепловую схему ТЭЦ, приведенная на рис. 1; отпуск тепла от ТНУ осуществляется в зависимости от температуры ИНТ подогревом либо обратной сетевой воды (в качестве одной из ступеней), либо подпиточной воды [3];

температурный график 110/50°С;

длительность отопительного периода 5280 ч [13];

средняя цена производителей на тепло, отпущенное от ТЭС, 246 руб/ГДж [14];

температура охлаждающей воды на входе в конденсатор для прямоточной системы и оборотной с прудом принята по среднегодовой температуре воды в Санкт-Петербурге (10°С), для оборотной с градирней – по статистическим данным о средней температуре после градирни (20°С);

температурный перепад охлаждающей воды в конденсаторе 10°С;

налоговая ставка за водопользование в 2021 г. для ТЭС с прямоточными системами водоснабжения 636 руб/1000 м³, для ТЭС с оборотными системами водоснабжения 686 руб/1000 м³ (р. Нева);

коэффициент преобразования энергии ТНУ равен 3 (соответствует данному схемному решению) [3];

средневзвешенная цена электроэнергии на “рынке на сутки вперед” по Северо-Западной объединенной энергосистеме (ОЭС) (данные Администратора торговой системы оптового рынка электроэнергии) составляет 1242 руб/(МВт ⋅ ч);

норма амортизации – 5%;

капитальные вложения – 364 млн руб. [3] с учетом изменения курса евро;

норма дисконта – 11% (с учетом ставки Центробанка и уровня инфляции в 2019 г.);

срок эксплуатации установки 20 лет.

В табл. 2 представлены основные показатели инвестиционного проекта по внедрению ТНУ в тепловую схему ТЭС с учетом и без учета экономического эффекта от снижения объемов водопользования ТЭС для различных систем технического водоснабжения. Из представленных материалов видно, что снижение объемов водопользования будет оказывать наибольшее влияние на показатели инвестиционной эффективности при реализации проекта на ТЭС с прямоточной системой водоснабжения. Для ТЭС с оборотной системой водоснабжения это влияние не столь значительно, однако будет более существенным экологический эффект, поскольку снижается невозвратное потребление водных ресурсов (подпитка системы охлаждения для восполнения потерь на унос и испарение). Интегральный эффект от снижения объемов водопользования за период эксплуатации составит для ТЭС:

с прямоточной системой водоснабжения – 182.7 млн руб.;

с оборотной системой водоснабжения с градирней 2.6 млн руб.;

с оборотной системой водоснабжения с прудом-охладителем 2 млн руб.

ВЫВОДЫ

1. К основным факторам, определяющим годовой экономический эффект от снижения объемов водопользования ТЭС с ТНУ, относятся тариф на водопользование, относительное снижение расхода технической воды на ТЭС с ТН, тепловая мощность ТНУ и длительность работы ТН.

2. Тариф на водопользование для ТЭС, расположенных на территории России, в зависимости от местоположения и типа системы технического водоснабжения может меняться более чем в 2 раза. В ближайшей перспективе для ТЭС с оборотными системами водоснабжения ожидается стабильное увеличение экономического эффекта от снижения объемов использования водных ресурсов. Для ТЭС с прямоточными системами водоснабжения до 2025 г. экономический эффект от снижения объемов водопользования будет сохраняться на уровне 2021 г.

3. Потенциальное снижение объемов водопользования ТЭС благодаря ТНУ на каждый мегаватт ее тепловой мощности в зависимости от типа системы технического водоснабжения ТЭС варьируется в следующих пределах: от 35.8 до 137.6 м³/ч при прямоточной системе водоснабжения; от 0.58 до 3.17 м³/ч при оборотной системе водоснабжения с брызгальными бассейнами и градирнями; от 0.40 до 1.03 м³/ч при оборотной системе водоснабжения с прудами-охладителями.

4. Максимальная мощность теплового насоса, установленного на ТЭС, может быть ограничена условием безубыточности продажи электроэнергии на рынке и должна определяться с учетом характеристик основного энергетического оборудования, режимов его работы, территориальных, климатических, метеорологических и рыночных условий.

5. При оценке длительности работы ТНУ минимальное время работы оборудования за год в первом приближении может быть задано коэффициентом использования установленной мощности или временем использования установленной мощности при применении тепловой энергии от ТНУ в производственных процессах ТЭC (для электростанций России КИУМ в среднем составляет 50% календарного времени) и длительностью отопительного периода (для различных регионов нашей страны она варьирует в пределах от 2256 до 8760 ч и в среднем составляет 5179 ч) при применении тепловой энергии от ТНУ для отопления стороннего потребителя.

6. Максимальный экономический эффект от применения ТН на ТЭС будет наблюдаться в Восточно-Сибирском экономическом районе, а минимальный – в Калининградском.

В зависимости от типа системы технического водоснабжения ожидаемый годовой экономический эффект от снижения объемов водопользования на 1 МВт мощности ТН в 2021 г. составит от 51 до 767 тыс. руб/год для прямоточных систем водоснабжения, от 2.1 до 42.5 тыс. руб/год для оборотных систем с градирней и от 1.4 до 13.9 тыс. руб/год для оборотных систем с прудом-охладителем.

7. Интегральный эффект от снижения объемов водопользования при установке ТН тепловой мощностью 50 МВт на ТЭС в Санкт-Петербурге за 20 лет эксплуатации составит 182.7 млн руб. для прямоточной системы водоснабжения, 2.6 млн руб. для оборотной системы водоснабжения с градирней и 2.0 млн руб. для оборотной системы водоснабжения с прудом-охладителем.