Оптимальные начальные параметры двухконтурных теплофикационных парогазовых установок на базе отечественных ГТУ мощностью 60–70 МВт с использованием инструментов цифрового моделирования

Работа посвящена реализации актуальных планов по импортозамещению и повышению эффективности энергетической отрасли Российской Федерации. Исследование направлено на обоснование начальных параметров пара в двухконтурных теплофикационных парогазовых установках (ТПГУ) с перспективной отечественной газотурбинной установкой ГТЭ-65. В качестве критерия использован показатель относительной экономии топлива при комбинированной выработке энергии по сравнению с раздельной. На базе САПР United Cycle разработана имитационная модель для анализа влияния давления свежего пара в контурах высокого и низкого давления на эффективность ТПГУ. Модель позволяет проанализировать диапазоны давлений свежего пара для контуров: высокого давления – от 10 до 18 МПа; низкого – от 1,0 до 2,0 МПа. Установлено, что повышение давления пара в ТПГУ на базе перспективной установки ГТЭ-65 с традиционно принятых для установок конденсационного профиля 7–8 до 15–17 МПа обеспечивает суммарную относительную экономию топлива на уровне 38,0–38,1 %. Увеличение параметров пара в контуре низкого давления с традиционно принятого значения 0,5–0,8 МПа до уровня 1,3–1,5 МПа также позволяет повысить экономию топлива. Предложены практические рекомендации по использованию докритических параметров давления пара, исходя из опыта эксплуатации и технических ограничений существующего оборудования.

1. Гринчук, А. С. Повышение эффективности утилизационных ПГУ за счет применения промежуточного перегрева пара / А. С. Гринчук // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2008. №. 5. С. 78–86.

2. Сравнение характеристик ПГУ с одним и двумя контурами в котле-утилизаторе для условий республики Кот-д'Ивуар / Т. С. А. Кеке, Г. Эсмель, А. Б. Прохорятов [и др.] // Энергосбережение и водоподготовка. 2012. № 4 (78). С. 57–61.

3. Березинец, П. А. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности / П. А. Березинец, М. К. Васильев, Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1999. № 1. С. 15–21.

4. Яковлев, Б. В. Эффективность современных энергоустановок ТЭС / Б. В. Яковлев, А. С. Гринчук // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2007. № 6. С. 69–77.

5. Kotowicz, J. The Influence of Economic Parameters on the Optimal Values of the Design Variables of a Combined Cycle Plant / J. Kotowicz, Ł. Bartela // Energy. 2010. Vol. 35. No 2. Р. 911–919. https://doi.org/10.1016/j.energy.2009.07.014

6. Nadir, M. Thermodynamic Optimization of Several (Heat Recovery Steam Generator) HRSG configurations for a range of exhaust gas temperatures / M. Nadir, A. Ghenaiet // Energy. 2015. Vol. 86. Р. 685–695. https://doi.org/10.1016/j.energy.2015.04.023

7. Оптимизация давлений в утилизационной ПГУ двух давлений с учетом технических ограничений / А. В. Мошкарин, Ю. В. Мельников, Т. А. Жамлиханов, Е. В. Шомов // Вестник Ивановского государственного энергетического университета. 2008. № 2. С. 23–25.

8. Методика оптимизации структуры и параметров мощных парогазовых ТЭС / В. Д. Буров, Г. В. Сойко, А. А. Дудолин [и др.] // Энергосбережение и водоподготовка. 2013. № 5 (85). С. 37–42.

9. Horlock, J. H. Combined Power Plants: Including Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) Plants / J. H. Horlock. Pergamon Press, 1992. 320 с.

10. Dubois, M. Competitive Combined Cycle Expansion of Martin County / M. Dubois, B. Melvin // Modern Power Systems. 1992. November. P. 49–53. URL: https://www.osti.gov/etdeweb/biblio/6810520

11. Power-Carbon Coordinated Control of BFG-Fired CCGT Power Plant Integrated with Solvent-Based Post-Combustion CO2 Capture / X. Wu, H. Xi, Y. Ren, K. Y. Lee // Energy. 2021. Vol. 226. Art. 120435. https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.120435

12. Stradioto, D. A. Reprint of: Performance Analysis of a CCGT Power Plant Integrated to a LNG regasification process / D. A. Stradioto, M. F. Seelig, P. S. Schneider // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2015. Vol. 27. P. 18–22. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2015.06.009

13. Comparative Study of a Combined Heat and Power Plant Retrofitted by CO2 Capture During the Combustion of Syngas From Sewage Sludge Gasification Versus Zero-Emission Combustion of Hydrogen Produced Using Renewables / K. Bąk, P. Ziółkowski, J. Frost, M. Drosińska-Komor // International Journal of Hydrogen Energy. 2023. Vol. 48, No 99. P. 39625–39640. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.07.322

14. Sterkhov, K. V. Zero Carbon Emission CCGT Power Plant with Integrated Solid Fuel Gasification / K. V. Sterkhov, D. A. Khokhlov, M. N. Zaichenko // Energy. 2024. Vol. 294. Art. 130958. https://doi.org/10.1016/j.energy.2024.130958

15. Boretti, A. Green Hydrogen Electrolyzer and Hydrogen-Methane CCGT Power Plant in NEOM City / A. Boretti // International Journal of Hydrogen Energy. 2024. Vol. 67. P. 1056–1064. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.11.337

16. Gas Turbine Operating as Part of a Thermal Power Plant with Hydrogen Storages / G. E. Marin, B. M. Osipov, A. V. Titov, A. R. Akhmetshin // International Journal of Hydrogen Energy. 2023. Vol. 48, No 86. P. 33393–33400. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.05.109.

17. Энергоэкономическая оценка стратегий повышения энергетической эффективности теплоэнергетики России / Ф. В. Веселов, И. В. Ерохина, А. С. Макарова [и др.] // Теплоэнергетика. 2021. №. 12. С. 20–32. https://doi.org/10.1134/S0040363621120110

18. Каталог газотурбинного оборудования 2022 / гл. ред. В. И. Галигузов. M.: ИД «Газотурбинные технологии», 2022. 100 c.

19. Развитие и совершенствование котлов-утилизаторов для ПГУ / П. А. Березинец // Проблемы эксплуатации котлов-утилизаторов парогазовых установок: Междунар. науч.-техн. конф., 26–27 апр. 2018 г.: cб. докл. / под общ. ред. А. Н. Тугова, Ю. А. Радина. М.: ОАО «ВТИ», 2018. С. 10–16.

20. Калютик, А. А. Использование показателя относительной экономии топлива для оптимизации параметров теплофикационной ПГУ / А. А. Калютик, Д. А. Трещев, М. А. Трещева // Материаловедение. Энергетика. 2020. Т. 26, № 4. С. 51–63. https://doi.org/10.18721/JEST.26404

21. Анкудинова, М. С. Сравнительная системная тепловая и топливная эффективность отопительных ПГУ / М. С. Анкудинова, Е. А. Ларин, Л. А. Сандалова // Труды Академэнерго. 2015. № 1. С. 47–56.

22. Оценка термодинамической эффективности Объединенной энергетической системы Беларуси. Ч. 2 / В. Н. Романюк, А. А. Бобич, Т. В. Рыжова [и др.] // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2023. Т. 66, № 2. С. 141–157. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2023-66-2-141-157

23. Янчук, В. В. Повышение эффективности действующих тепловых электрических станций в современных условиях / В. В. Янчук, В. Н. Романюк // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2022. Т. 65, № 6. С. 511–523. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2022-65-5-511-523

24. Газовые турбины средней и большой мощности // ПАО «Силовые машины». Режим доступа: https://power-m.ru/customers/thermal-power/gas-turbines/

25. Читашвили, Г. П. Термодинамический анализ энергоэффективности паротурбинных ТЭЦ / Г. П. Читашвили // Теплоэнергетика. 2000. № 12. С. 40–45.

26. Mehrgoo, M. A Constructal Theory Framework for Optimizing Hrsg Design: Enhancing Thermal Performance and Cost-Effectiveness / M. Mehrgoo, M. Amidpour // Results in Engineering. 2025. Vol. 27. Art. 105849. https://doi.org/10.1016/j.rineng.2025.105849

27. Thermoeconomic Optimisation of Heat Recovery Steam Generators of Combined Cycle Gas Turbine Power Plants Considering Off-Design Operation / A. Rovira, C. Sánchez, M. Muñoz [et al.] // Energy Conversion and Management. 2011. Vol. 52, No 4. P. 1840–1849. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2010.11.016

28. Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования: ГОСТ 24278–89. Взамен ГОСТ 24278-85Е; введ. 22.09.89. М.: Изд-во стандартов, 1989. 23 c.