ipolytechiPolytech JournaliPolytech Journal2782-40042782-6341Irkutsk National Research Technical University10.21285/1814-3520-2021-6-762-772ipolytech-550Research ArticleЭНЕРГЕТИКАPOWER ENGINEERINGОпределение средних удельных капиталовложений парогазовых установок с газовыми турбинами в диапазоне мощностей 30–125 МВт, введенными в эксплуатацию на российских тепловых электрических станциях в период 2015–2020 гг. и сравнительный анализ с данными периода 2010–2014 гг.Determination of average relative capital investment of 30–125 MW combined-cycle plants commissioned at Russian thermal power plants in 2015–2020. Comparative analysis with data obtained in 2010–2014https://orcid.org/0000-0002-2726-5397СтепановаЕ. Л.StepanovaE. L.

Степанова Елена Леонидовна, кандидат технических наук, доцент, старший научный сотрудник Отдела теплосиловых систем

664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, Россия

Elena L. Stepanova, Cand. Sci. (Eng.), Associate Professor, Senior Researcher of the Department of Heat Power Systems

130 Lermontov St., Irkutsk 664033, Russia

elstep47@mail.ruhttps://orcid.org/0000-0002-9506-9267ОвчинниковА. П.OvchinnikovA. P.

Овчинников Анатолий Петрович,инженер, Отдел теплосиловых систем

664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, Россия

Anatoly P. Ovchinnikov, Engineer of the Department of Heat Power Systems

130 Lermontov St., Irkutsk 664033, Russia

bolshayaptica14@mail.ruИнститут систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАНРоссияMelentiev Energy Systems Institute of Siberian Branch of Russian Academy of SciencesRussian Federation202111012022256762772Copyright © Степанова Е.Л., Овчинников А.П., 20222022Степанова Е.Л., Овчинников А.П.Stepanova E.L., Ovchinnikov A.P.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://ipolytech.elpub.ru/jour/article/view/550

Цель – нахождение средних удельных капитальных вложений и расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии для введенных в эксплуатацию блоков парогазовых установок на российских тепловых электрических станциях в период с 2015 по 2020 г., содержащих в своем составе газовые турбины в диапазоне единичных электрических мощностей 30–125 МВт. В работе использовались общепринятые методы расчета средних удельных капитальных вложений и расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии для энергооборудования тепловых электростанций. Для выполнения исследований объемов ввода газовых турбин в составе блока парогазовых установок турбины были классифицированы на три группы по электрической мощности: 30–59 МВт, 60–99 МВт, 100–125 МВт. Проанализированы объемы ввода в эксплуатацию энергетических газовых турбин, работающих в составе блоков парогазовых установок, на российских тепловых электрических станциях в период с 2015 по 2020 г. Вычислены средние удельные капитальные вложения в парогазовые установки, содержащие в своем составе газовые турбины в диапазоне единичных электрических мощностей 30– 125 МВт, а также средние удельные расходы топлива парогазовых установок на отпуск электрической и тепловой видов энергии. Расчеты выполнены для каждого блока парогазовых установок, входящего в состав тепловых электрических станций с разбивкой по семи объединенным энергетическим системам Российской Федерации. Приведены результаты сравнения количественных вводов газовых турбин в период с 2010 г. до экономического кризиса 2014 г. и в период после 2014 г. до настоящего времени, которые показывают снижение вводов в эксплуатацию газовых турбин ~ в 2,5 раза. Проведена предварительная оценка увеличения средних удельных капитальных вложений в парогазовые установки, в составе которых имелись одинаковые по электрической мощности газовые турбины.

The present work examines average relative capital investment and fuel consumption for electric and thermal energy supply of the combined-cycle plants having 30–125 MW gas turbines commissioned at Russian thermal power plants in 2015–2020. In this work, we used general calculation methods of average relative capital investments and fuel consumption for the electrical and thermal energy supply using power equipment of thermal power plants. To assess the scope of commissioning gas turbines incorporated into the combined-cycle plants, they were classified into three groups by electrical power: 30–59 MW, 60–99 MW and 100–125 MW. The scope of commissioning gas turbines incorporated into the Russian combined-cycle plants in 2015–2020 was analysed. The average relative capital invest-ment in combined-cycle plants having 30–125 MW gas turbines, as well as the average specific fuel consumption for the electrical and thermal energy supply, were calculated. The calculations were carried out for each part of combined-cycle plants integrated into thermal power plants with a breakdown by seven Unified Energy Systems of Russia. The quantita-tive commissioning of gas turbines is compared for the periods from 2010 to the economic crisis of 2014 and after 2014 to the present: a ~2.5-fold decrease is demonstrated. A preliminary evaluation of the increase in average relative capital investment in combined-cycle plants having gas turbines of the same electric power was performed.

газовые турбиныпарогазовые установкитепловые электрические станцииудельные капиталовложенияудельные расходы условного топливаgas turbinescombined cycle gas turbinesthermal power plantsspecific capital investmentspecific consumption of fuel equivalentReferencesНеуймин В. М. Особенности освоения газовой турбины ГТЭ-110 ПГУ-325 // Газотурбинные технологии. 2013. № 3. С. 2–7.Neuymin V. M. Features of GTE-110 PGU-325 gas turbine development. Gazoturbinnye tekhnologii. 2013;3;2-7. (In Russ.).Ольховский Г. Г., Трушечкин В. П. Перспективы повышения экономичности ГТУ и ПГУ // Электрические станции. 2013. № 1. С. 2–7.Olkhovsky G. G., Trushechkin V. P. Prospects for in-creasing efficiency of gas turbine and combined cycle gas turbine plants. Elektricheskie stantsii = Power Technology and Engineering. 2013;1:2-8. (In Russ.).Липатов Т. В. Масштабы и опыт применения ГТУ И ПГУ в АО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» // Газотурбинные технологии. 2018. № 7. С. 10–13.Lipatov T. V. Scale and application experience of gas turbine and combined cycle gas turbine plants in JSC IN-TER RAO – Electricity Generation. Gazoturbinnye tekhnologii. 2018;7:10-13. (In Russ.).Chen Lingen, Yang Bo, Feng Huijun, Ge Yanlin, Xia Shaojun. Performance optimization of an open simple cycle gas turbine combined cooling, heating and power plant driven by basic oxygen furnace gas in China's steelmaking plants // Energy. 2020. Vol. 203. Р. 117791. https://doi.org/10.1016/j.energy.2020.117791.Chen Lingen, Yang Bo, Feng Huijun, Ge Yanlin, Xia Shaojun. Performance optimization of an open simple-cycle gas turbine combined cooling, heating and power plant driven by basic oxygen furnace gas in China's steelmaking plants. Energy. 2020;203:117791. https://doi.org/10.1016/j.energy.2020.117791.Bade M. Н., Bandyopadhyay S. Analysis of gas turbine integrated cogeneration plant: рrocess integration approach // Applied Thermal Engineering. 2015. Vol. 78. P. 118–128. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2014.12.024.Bade M. Н., Bandyopadhyay S. Analysis of gas turbine integrated cogeneration plant: рrocess integration approach. Applied Thermal Engineering. 2015;78:118-128. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2014.12.024.Бирюков Б. В. Об эффективности производства теплоты в отопительных теплоцентралях с паровыми котлами и газовыми турбинами // Промышленная энергетика. 2009. № 7. С. 39–41.Biryukov B. V. On heat production efficiency of district heating plants equipped with steam boilers and gas tur-bines. Promyshlennaya energetika. 2009;7;39-41. (In Russ.).Canepa R., Wang Meihong. Techno-economic analysis of a CO2 capture plant integrated with a commercial scale combined cycle gas turbine (CCGT) power plant // Applied Thermal Engineering. 2015. Vol. 74. P. 10–19. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2014.01.014.Canepa R., Wang Meihong. Techno-economic analysis of a CO2 capture plant integrated with a commercial scale combined cycle gas turbine (CCGT) power plant. Applied Thermal Engineering. 2015;74:10-19. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2014.01.014.Haji V. H., Fekih A., Monje A., Asfestani R. F. Adaptive model predictive control design for the speed and temperature control of a V94.2 gas turbine unit in a combined cycle power plant // Energy. 2020. Vol. 207. Р. 118259. https://doi.org/10.1016/j.energy.2020.118259.Haji V. H., Fekih A., Monje A., Asfestani R. F. Adaptive model predictive control design for the speed and temperature control of a V94.2 gas turbine unit in a combined cycle power plant. Energy. 2020;207:118259. https://doi.org/10.1016/j.energy.2020.118259.Степанова Е. Л., Сушко С. Н. Определение средних удельных капиталовложений в строительство ПГУ, введенных в РФ за период 2010–2014 гг. // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2015. № 11. С. 171–175.Stepanova E. L., Sushko S. N. Determination of aver-age specific investments in the construction of combined cycle plants introduced in operation in Russia in 2010-2014. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta = Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2015;11:171-175. (In Russ.).Boyce M. P. An overview of gas turbines // Gas Turbine Engineering Handbook (Fourth Edition). 2012. P. 3–88. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-383842-1.00001-9.Boyce M. P. An overview of gas turbines. Gas Turbine Engineering Handbook (Fourth Edition). 2012;3-88. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-383842-1.00001-9.Al-Attab K. А., Zainal Z. А. Externally fired gas turbine technology: a review // Applied Energy. 2015. Vol. 138. P. 474–487. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2014.10.049.Al-Attab K. А., Zainal Z. А. Externally fired gas turbine technology: a review. Applied Energy. 2015;138:474-487. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2014.10.049.Yang Xiaochen, Li Hongwei, Svendsen Svend. Evaluations of different domestic hot water preparing methods with ultra-low-temperature district heating // Energy. 2016. Vol. 109. P. 248–259. https://doi.org/10.1016/j.energy.2016.04.109.Yang Xiaochen, Li Hongwei, Svendsen Svend. Evalu-ations of different domestic hot water preparing methods with ultra-low-temperature district heating. Energy. 2016;109:248-259. https://doi.org/10.1016/j.energy.2016.04.109.Liu Xuezhi, Wu Jianzhong, Jenkins N., Bagdanavicius A. Combined analysis of electricity and heat networks // Applied Energy. 2016. Vol. 162. P. 1238–1250. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2015.01.102.Liu Xuezhi, Wu Jianzhong, Jenkins N., Bagdanavicius A. Combined analysis of electricity and heat networks. Applied Energy. 2016;162:1238-1250. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2015.01.102.Leitner B., Widl E., Gawlik W., Hofmann R. A method for technical assessment of power-to-heat use cases to couple local district heating and electrical distribution grids // Energy. 2019. Vol. 182. P. 729–738. https://doi.org/10.1016/j.energy.2019.06.016.Leitner B., Widl E., Gawlik W., Hofmann R. A method for technical assessment of power-to-heat use cases to couple local district heating and electrical distribution grids. Energy. 2019;182:729-738. https://doi.org/10.1016/j.energy.2019.06.016.Wang Ligang, Voll P., Lampe M., Yang Yongping, Bardow A. Superstructure-free synthesis and optimization of thermal power plants // Energy. 2015. Vol. 91. P. 700–711. https://doi.org/10.1016/j.energy.2015.08.068.Wang Ligang, Voll P., Lampe M., Yang Yongping, Bardow A. Superstructure-free synthesis and optimization of thermal power plants. Energy. 2015;91:700-711. https://doi.org/10.1016/j.energy.2015.08.068.Kowalczyk Ł., Elsner W., Niegodajew P., Marek M. Gradient-free methods applied to optimization of ad vanced ultra-supercritical power plant // Applied Thermal Engineering. 2016. Vol. 96. P. 200–208. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2015.11.091.Kowalczyk Ł., Elsner W., Niegodajew P., Marek M. Gradient-free methods applied to optimization of advanced ultra-supercritical power plant. Applied Thermal Engineering. 2016;96:200-208. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2015.11.091.Plis M., Rusinowski H. Predictive, adaptive model of PG 9171E gas turbine unit including control algorithms // Energy. 2017. Vol. 126. P. 247–255. https://doi.org/10.1016/j.energy.2017.03.027.Plis M., Rusinowski H. Predictive, adaptive model of PG 9171E gas turbine unit including control algorithms. Energy. 2017;126:247-255. https://doi.org/10.1016/j.energy.2017.03.027.Mehrgoo M., Amidpour M. Constructal design and optimization of a dual pressure heat recovery steam generator // Energy. 2017. Vol. 124. P. 87–99. https://doi.org/10.1016/j.energy.2017.02.046.Mehrgoo M., Amidpour M. Constructal design and optimization of a dual pressure heat recovery steam generator. Energy. 2017;124:87-99. https://doi.org/10.1016/j.energy.2017.02.046.Клер А. М., Тюрина Э. А. Оптимизационные исследования энергетических установок и комплексов. Новосибирск: Академическое изд-во «Гео», 2016. 298 с.Kler A. M., Tyurina E. A. Optimization studies of power plants and complexes. Novosibirsk: Geo; 2016, 298 p. (In Russ.).Kler A. M., Zharkov P. V., Epishkin N. O. Parametric optimization of supercritical power plants using gradient methods // Energy. 2019. Vol. 189. P. 116230. https://doi.org/10.1016/j.energy.2019.116230.Kler A. M., Zharkov P. V., Epishkin N. O. Parametric optimization of supercritical power plants using gradient methods. Energy. 2019;189:116230. https://doi.org/10.1016/j.energy.2019.116230.Шадек Е., Маршак Б., Анохин А., Горшков В. Глубокая утилизация тепла отходящих газов теплогенераторов // Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ. 2014. № 2. С. 21–25.Shadek E., Marshak B., Anokhin A., Gorshkov V. Deep heat recovery of heat generator waste gases. Promyshlennye i otopitel'nye kotel'nye i mini-TEC. 2014;2:21-25. (In Russ.).Аронов И. З., Пресич Г. А. Опыт эксплуатации контактных экономайзеров на Первоуральской ТЭЦ // Промышленная энергетика. 1991. № 8. С. 17–20.Aronov I. Z., Presich G. A. Operation experience of contact economizer at Pervouralskaya CHPP. Promyshlennaya energetika. 1991;8;17-20. (In Russ.).Terhan M., Comakli K. Design and economic analysis of a flue gas condenser to recover latent heat from exhaust flue gas // Applied Thermal Engineering. 2016. Vol. 100. P. 1007–1015. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2015.12.122.Terhan M., Comakli K. Design and economic analysis of a flue gas condenser to recover latent heat from exhaust flue gas. Applied Thermal Engineering. 2016;100:1007-1015. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2015.12.122.Shang Sheng, Li Xianting, Chen Wei, Wang Baolong, Shi Wenxing. A total heat recovery system between the flue gas and oxidizing air of a gas-fired boiler using a non contact total heat exchanger // Applied Energy. 2017. Vol. 207. P. 613–623. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2017.05.169.Shang Sheng, Li Xianting, Chen Wei, Wang Baolong, Shi Wenxing. A total heat recovery system between the flue gas and oxidizing air of a gas-fired boiler using a non-contact total heat exchanger. Applied Energy. 2017;207:613-623. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2017.05.169.Степанова Е. Л., Жарков П. В. Исследование эффективности дожигания топлива в дополнительной камере сгорания ГТУ, имеющей контактный теплообменник для подогрева подпиточной сетевой воды // Известия Российской академии наук. Энергетика. 2020. № 2. С. 133–140. https://doi.org/10.31857/S0002331020020120.Stepanova E. L., Zharkov P. V. Investigation of the efficiency of fuel afterburning in an additional gas turbine unit chamber with a contact heat exchanger for heating make-up network water. Izvestiya Rossijskoj akademii nauk. Energetika = Thermal Engineering. 2020;2;133-140. (In Russ.). https://doi.org/10.31857/S0002331020020120.Демченко К. В. Основные принципы организации оптового рынка электроэнергии и мощности Российской Федерации // Главный энергетик. 2019. № 12. С. 23–27.Demchenko K. V. Basic principles of organization of the wholesale electricity and capacity market of the Russian Federation. Glavnyj jenergetik. 2019;12;23-27. (In Russ.).Пеньковский А. В., Стенников В. А. Математическое моделирование рынка тепловой энергии в формате единой теплоснабжающей организации // Теплоэнергетика. 2018. № 7. С. 42–53. https://doi.org/10.1134/S004036361807007X.Penkovskii A. V., Stennikov V. A. Mathematical modeling of the heat energy market on a single heat supplier basis. Teploenergetika = Thermal Engineering. 2018;7;42-53. (In Russ.). https://doi.org/10.1134/S004036361807007X.Kler A. M., Stepanova E. L., Maksimov A. S. Investi gating the efficiency of a steam-turbine heating plant with a back-pressure steam turbine and waste-heat recovery // Thermophysics and Aeromechanics. 2018. Vol. 25. No. 6. Р. 929–938. https://doi.org/10.1134/S0869864318060136.Kler A. M., Stepanova E. L., Maksimov A. S. Investigating the efficiency of a steam-turbine heating plant with a back-pressure steam turbine and waste-heat recovery. Thermophysics and Aeromechanics. 2018;25(6):929-938. https://doi.org/10.1134/S0869864318060136.Клер А. М., Максимов А. С., Степанова Е. Л., Жар ков П. В., Тарариев Р. А., Перевалов Е. Г. [и др.]. Оптимизация режимов работы ТЭЦ с учетом реального состояния основного оборудования // Теплоэнергетика. 2009. № 6. С. 53–57.Kler A. M., Maksimov A. S., Stepanova E. L., Zharkov P. V., Tarariev R. A., Perevalov E.G. Optimizing the operating modes of cogeneration stations taking actual state of main equipment into account. Teploenergetika = Thermal Engineering. 2009;6:53-57. (In Russ.).

The authors declare that there are no conflicts of interest present.