Определение 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.

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.

1. Неуймин В. М. Особенности освоения газовой турбины ГТЭ-110 ПГУ-325 // Газотурбинные технологии. 2013. № 3. С. 2–7.

2. Ольховский Г. Г., Трушечкин В. П. Перспективы повышения экономичности ГТУ и ПГУ // Электрические станции. 2013. № 1. С. 2–7.

3. Липатов Т. В. Масштабы и опыт применения ГТУ И ПГУ в АО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» // Газотурбинные технологии. 2018. № 7. С. 10–13.

4. 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.

5. 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.

6. Бирюков Б. В. Об эффективности производства теплоты в отопительных теплоцентралях с паровыми котлами и газовыми турбинами // Промышленная энергетика. 2009. № 7. С. 39–41.

7. 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.

8. 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.

9. 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.

10. 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.

11. 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.

12. 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.

13. 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.

14. 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.

15. 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.

16. 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.

17. 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.

18. 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.

19. Клер А. М., Тюрина Э. А. Оптимизационные исследования энергетических установок и комплексов. Новосибирск: Академическое изд-во «Гео», 2016. 298 с.

20. 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.

21. 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.

22. Аронов И. З., Пресич Г. А. Опыт эксплуатации контактных экономайзеров на Первоуральской ТЭЦ // Промышленная энергетика. 1991. № 8. С. 17–20.

23. 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.

24. 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.

25. 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.

26. Демченко К. В. Основные принципы организации оптового рынка электроэнергии и мощности Российской Федерации // Главный энергетик. 2019. № 12. С. 23–27.

27. 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.

28. 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.

29. 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.