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 2010–2014

Cover Page

Cite item

Full Text

Abstract

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.

About the authors

E. L. Stepanova

Melentiev Energy Systems Institute of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences

Email: elstep47@mail.ru
ORCID iD: 0000-0002-2726-5397

A. P. Ovchinnikov

Melentiev Energy Systems Institute of Siberian Branch of Russian Academy of Sciences

Email: bolshayaptica14@mail.ru
ORCID iD: 0000-0002-9506-9267

References

  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.. Оптимизация режимов работы ТЭЦ с учетом реального состояния основного оборудования // Теплоэнергетика. 2009. № 6. С. 53–57.

Supplementary files

Supplementary Files
Action
1. JATS XML
Download

Согласие на обработку персональных данных

 

Используя сайт https://journals.rcsi.science, я (далее – «Пользователь» или «Субъект персональных данных») даю согласие на обработку персональных данных на этом сайте (текст Согласия) и на обработку персональных данных с помощью сервиса «Яндекс.Метрика» (текст Согласия).