CC BY
23
ISSN 2782-4004 (print) ISSN 2782-6341 (online)
ЭНЕРГЕТИКА
Научная статья УДК 620.97
https://doi.org/10.21285/1814-3520-2022-3-499-507
Анализ влияния подогрева воздуха перед компрессором газотурбинной установки на технико-экономические показатели работы блока ПГУ-450
Михаил Александрович Скиданов1®, Владимир Владимирович Папин2, Роман Владимирович Безуглов3, Евгений Михайлович Дьяконов4, Николай Николаевич Ефимов5, Владимир Романович Филимонов6
1 «Уренгойская ГРЭС», филиал АО «Интер РАО - Электрогенерация», г. Новый Уренгой, Россия 2~6Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) им. М. И. Платова, г. Новочеркасск, Россия 1skidanov_ma@interrao.ru
2vladimir_papin@bk.ru, https://orcid.org/0000-0002-3277-9413 3bezuglov@npi-tu. ru, https://orcid. org/0000-0001-7142-5207 4emdyakonov@yandex.ru, https://orcid.org/0000-0002-0289-2976 5efimovnn40@mail.ru, https://orcid.org/0000-0002-5010-6773 6vladimir.filimonoff2016@yandex. ru
Резюме. Цель - произвести анализ влияния подогрева воздуха перед компрессором газотурбинной установки при использовании штатной системы замкнутого контура подогрева воздуха с подводом тепла от тепловой сети Уренгойской городской районной электрической станции на экономичность работы блока ПГУ-450 и данной электростанции в целом. В работе использовался сравнительный анализ данных, полученных в результате сравнения имеющихся заводских характеристик газовых турбин ГТЭ-160 (SGT5-2000E), принятых режимов работы систем подогрева воздуха (замкнутый контур подогрева воздуха и антиобледенительная система) и результатов влияния работы указанных систем на удельный расход топлива блока ПГУ-450 и Уренгойской электростанции по данным ежедневных расчетов технико-экономических параметров работы энергоустановок. В результате проведенных натурных испытаний системы подогрева воздуха при номинальной нагрузке энергоблока ПГУ-450 установлено, что оптимальная температура составила +6,4°С; при подогреве воздуха с -5,0°С до +6,4°С удельный расход условного топлива на 1 кВтч электроэнергии снизился на 1,4 г; приведенное значение снижения удельного расхода условного топлива на отпуск электрической энергии на оборудовании пускорезервной теплоэлектроцентрали при увеличении коэффициента теплофикации составило 2,43 г, а для электростанции в целом - 2,35 г. Таким образом, использование замкнутого контура подогрева воздуха с нагревом сетевой воды без использования приводит к положительному эффекту тепловой экономичности. Подогрев воздуха перед компрессором газовой турбины приводит к увеличению ее КПД на 0,3%, дальнейшее повышение сверх оптимальной температуры приводит к снижению располагаемой мощности парогазовой установки на 3,1 МВт на каждый 1 градус.
Ключевые слова: пиковый сетевой подогреватель, коэффициент использования тепла топлива, подогрев воздуха на всасе газотурбины, газотурбинная установка с добавлением в топливо водорода
Финансирование: Статья подготовлена при поддержке стипендии Президента Российской Федерации молодым ученым и аспирантам, осуществляющим перспективные научные исследования и разработки по приоритетным направлениям модернизации российской экономики на 2021-2023 гг. (Проект № СП-1061.2021.1).
Для цитирования: Скиданов М. А., Папин В. В., Безуглов Р. В., Дьяконов Е. М., Ефимов Н. Н., Филимонов В. Р. Анализ влияния подогрева воздуха перед компрессором газотурбинной установки на технико-экономические показатели работы блока ПГУ-450 // iPolytech Journal. 2022. Т. 26. № 3. С. 499-507. https://doi.org/10.21285/1814-3520-2022-3-499-507.
iPolytech Journal
2022. Т. 26. № 3. С. 499-507.
2022;26(3):499-507.
© Скиданов М. А., Папин В. В., Безуглов Р. В., Дьяконов Е. М., Ефимов Н. Н., Филимонов В. Р., 2022 https://ipolytech.ru - 499
2022;26(3):499-507.
ISSN 2782-6341 (online)
ENERGY INDUSTRY
Original article
An analysis of the effect of gas turbine compressor air preheating on the technical and economic indicators of a PGU-450 unit
Mihail A. Skidanov1®, Vladimir V. Papin2, Roman V. Bezuglov3,
ac e
Evgeny M. Dyakonov4, Nikolay N. Efimov5, Vladimir R. Filimonov6
1Urengoyskaya GRES, branch of JSC Inter RAO - Electric Power Plants, Novy Urengoy, Russia 2-6Platov South-Russian State Polytechnic University, Novocherkassk, Russia 1skidanov_ma@interrao.ru
2vladimir_papin@bk.ru, https://orcid.org/0000-0002-3277-9413 3bezuglov@npi-tu.ru, https://orcid.org/0000-0001-7142-5207 4emdyakonov@yandex.ru, https://orcid.org/0000-0002-0289-2976 5efimovnn40@mail.ru, https://orcid.org/0000-0002-5010-6773 6vladimir.filimonoff2016@yandex. ru
Abstract. We study the effect of preheating the air entering a gas turbine compressor using a standard closed air heating circuit system with heat supply from the heat network of the Urengoy city district power plant on the efficiency of a PGU-450 unit and this power plant as a whole. An analysis was conducted to compare the data obtained as a result of assessing the existing plant characteristics of GTE-160 gas turbines (SGT5-2000E), the adopted operating modes of air heating systems (closed air heating circuit and anti-icing system) and the effect of the operation of these systems on the specific fuel consumption of a PGU-450 unit and the Urengoy city district power plant according to the daily calculated technical and economic parameters of the power unit operation. As a result of full-scale tests carried out with the air heating system at the nominal load of a PGU-450 power unit, the optimal temperature was established to be +6.4°C. During the air heating from -5.0°C to +6.4°C, the specific consumption of the conventional fuel per 1 kWh of electricity decreased by 1.4 g. The reduced specific consumption of the conventional fuel for the supply of electric energy at an increase in the extraction ratio comprised 2.43 and 2.35 g for the equipment of the backup thermal power station and the power plant as a whole, respectively. Thus, the use of a closed air heating circuit with the unutilized network water heating leads to a positive thermal efficiency effect. The preheating of the air entering the gas turbine compressor leads to an increase in its efficiency by 0.3%. A further increase in excess of the optimum temperature leads to a decrease in the available capacity of the combined cycle plant by 3.1 MW per each degree.
Keywords: peak network heater, fuel utilization efficiency factor, gas turbine intake air heating, gas turbine with hydrogen fuel enhancement
Funding: The article was prepared with the support of a scholarship from the President of the Russian Federation to young scientists and graduate students carrying out promising research and development in priority areas of modernization of the Russian economy for 2021-2023 (Project No. SP-1061.2021.1).
For citation: Skidanov M. A., Papin V. V., Bezuglov R. V., Dyakonov E. M., Efimov N. N., Filimonov V. R. An analysis of the effect of gas turbine compressor air preheating on the technical and economic indicators of a PGU-450 unit. iPolytech Journal. 2022;26(3):499-507. (In Russ.). https://doi.org/10.21285/1814-3520-2022-3-499-507.
ВВЕДЕНИЕ
Для повышения экономичности газотурбинной установки (ГТУ) используют различные способы, например, применение тепло-обменных аппаратов - регенераторов, в которых уходящие газы отдают свою теплоту воздуху, сжатому в компрессоре [1, 2], также применяют:
- повышение степени сжатия давления в компрессоре [3];
- промежуточный подвод теплоты и промежуточное охлаждение воздуха [4, 5];
- установку подогревателя сетевой воды
для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии и ГТУ в составе паро-газотурбинной установки (ПГУ) [6-10];
- добавление водорода к природному газу [11-14].
В данной статье рассматриваются:
- работа ПГУ-450 при различных температурах воздуха на входе в компрессор ГТУ, нагреваемой от тепловой сети пускорезерв-ной теплоэлектроцентралью (ПРТЭЦ) - штатной системой замкнутого контура подогрева воздуха при отнесении затраченного тепла на долю выработки электроэнергии ПГУ-450;
- прогноз изменения удельного расхода условного топлива (УРУТ) на оборудовании ПРТЭЦ при увеличении коэффициента теплофикации.
ПРОВЕДЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ
Испытания проводились по рабочей программе № 31-229-20 в период с 16 по 18 ноября 2020 г. Период проведения испытаний выбран исходя из условия достижения требуемых температур нагрева воздуха на входе компрессора комплексного воздухоочистительного устройства (КВОУ) без подключения пикового сетевого подогревателя и нарушения графика качественного регулирования отпуска тепла7. Подогрев воздуха в период испытаний осуществлялся изменением тепловой нагрузки (путем регулирования расхода сетевой воды от теплофикационной установки ПРТЭЦ и вторичного контура эти-ленгликоля) проектной установки замкнутого контура подогрева воздуха на входе ГТУ. Нагрев сетевой воды в теплофикационной установке осуществлялся паром из регулируемого Т-отбора паровой турбины ПТ-12/15-35/10М с параметрами 150оС 0,2 МПа, производственный отбор (пиковый бойлер) при проведении испытаний не задействовался.
Испытания проводились для диапазона температур от -5 до +10оС (подогретый воздух) с шагом 5оС при нагрузке энергоблока ПГУ 506±1 МВт. С целью исключения заведомо менее экономичного режима верхний предел температуры был ограничен температурой +7,4оС, когда наблюдался тренд по снижению суммарной нагрузки блока ПГУ-450 при полностью открытом входном направляющем аппарате (ВНА) газовых турбин. Стоит отметить, что определенная при испытаниях оптимальная температура не является константой. Значительное влияние на оптимальную температуру оказывают атмосферное давление и влажность воздуха. При
понижении атмосферного давления или увеличении относительной влажности воздуха значение оптимальной температуры снижается.
Одним из значительных факторов, влияющих на экономичность ГТУ, является сопротивление воздушного тракта перед ком-прессором8. ВНА используется для изменения массового расхода воздуха, поступающего в компрессор; прикрытие ВНА приводит к увеличению сопротивления воздушного тракта. В результате снижения плотности воздуха происходит автоматическое открытие ВНА, что ведет к снижению сопротивления на входе в компрессор и увеличению КПД ГТУ. В случае снижения плотности воздуха до критической величины, когда невозможно компенсировать снижение массового расхода воздуха открытием ВНА, происходит снижение нагрузки газовой турбины и энергоблока ПГУ в целом [15-18]. Также открытие ВНА и повышение температуры на входе в компрессор приводят к увеличению расхода газов на выходе из газовой турбины, что влечет за собой увеличение температуры и расхода пара высокого давления от котлов-утилизаторов и приводит к увеличению нагрузки паровой турбины и КПД паросилового цикла.
В рассматриваемом диапазоне температур газотурбин (ГТ) и ПТ от -5 до +7,4оС изменение нагрузки произошло в следующем диапазоне:
- для 1ГТ-1 с 172,99 до 170,96 МВт снижение нагрузки составило 2,04 МВт;
- для 1ГТ-2 с 172,97 до 170,97 МВт снижение нагрузки составило 2,00 МВт;
- для 1ПТ с 160,60 до 164,91 МВт прирост нагрузки составил 4,31 МВт.
Общий прирост нагрузки в рассматриваемом диапазоне температур составил 0,27 МВт.
7Костюк А. Г., Фролов В. В., Булкин А. Е., Трухний А. Д. Турбины тепловых и атомных электрических станций: учебник для вузов / под ред. А. Г. Костюка, В. В. Фролова. М.: ИД МЭИ, 2001. 488 с.
Цанев С. В., Буров В. Д., Ремизов А. Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: учеб. пособ. для вузов / под ред. С. В. Цанева. 3-е изд., стер. М.: ИД МЭИ, 2009. 580 с.
2022;26(3):499-507.
ISSN 2782-6341 (online)
Рис. 1. График изменения удельного расхода условного топлива блока ПГУ-450 в зависимости от температуры воздуха перед компрессором Fig. 1. Graph of changes in the specific consumption of oil equivalent of the œmbined cycle steam and gas turbine 450 (CCGT-450) unit depending on the pre-compressor air temperature
Рис. 2. График изменения коэффициента полезного действия блока ПГУ-450 в зависимости от температуры воздуха перед компрессором Fig. 2. Graph of changes in the CCGT-450 unit efficiency depending on the pre-compressor air temperature
Skidanov M. А., Papin V. V., Bezuglov R. V. at al. An analysis of the effect of gas turbine compressor air preheating
Рис. 3. Изменение удельного расхода условного топлива (г у.т/кВт) на выработку тепловой и электрической энергии в зависимости от доли выработки по теплофикационному циклу Fig. 3. Change in the specific consumption of oil equivalent (kg of OE/MW) for thermal and electrical energy production depending on the generation share by the heating cycle
Таблица 1. Основные параметры расчета технико-экономических показателей 18 и 22 ноября 2020 г. Table 1. Main parameters for calculating technical and economic indicators on November 18 and 22, 2020
Наименование показателя Единица измерения 18 ноября 22 ноября
Пускорезервная теплоэлектроцентраль
Выработка электроэнергии тыс. кВтч 250,016 251,782
Отпуск электроэнергии тыс. кВтч 222,453 224,599
Общий отпуск тепла МВт 270,98 279,12
Удельный расход тепла топлива на отпуск тепла кг у.т./МВт 116,51 117,32
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии г/кВтч 389,59 392,02
Парогазотурбинная установка
Выработка электроэнергии тыс. кВтч 12142,469 11463,682
Отпуск электроэнергии тыс. кВтч 12007,255 11332,453
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии г/кВтч 242,30 244,46
Средняя температура наружного воздуха °С -2,8 -4,5
Расход тепла на комплексное воздухоочистительное устройство газовой турбины МВт 89,55 52,34
Расход топлива на нагрев воздуха т у.т. 10,43 6,14
Расход топлива на электроэнергию, приведенный к отпуску 18.11 т у.т. 2909,411 2935,279
Экономия топлива при нагреве воздуха до оптимальной температуры т у.т. 21,578
Уренгойская ГРЭС
Удельный расход топлива на отпуск тепла кг/МВт 117,45 117,32
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии г/кВтч 244,98 247,33
Оценка влияния подогрева воздуха на УРУТ выполнена по среднему значению расхода электроэнергии на нужды блока ПГУ-450, а также без учета тепла, подводимого на подогрев воздуха КВОУ [19]. График изменения УРУТ приведен на рис. 1, график изменения КПД ПГУ-450 приведен на рис. 2.
Положительное влияние использования системы подогрева воздуха КВОУ на показатели станции при нагреве воздуха предполагалось до температуры +7,4оС.
Оценка влияния тепловой нагрузки на удельные расходы топлива для пускорезерв-ной ТЭЦ выполнена на основании расчетов удельных расходов топлива в ноябре 2020 г. в соответствии с макетом нормативно-технической документации по топливоис-пользованию филиала «Уренгойская ГРЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация». График изменения УРУТ на тепловую и электрическую энергии приведен на рис. 3.
ISSN 2782-4004 (print) ISSN 2782-6341 (online)
Таблица 2. Результаты оценки удельного расхода условного топлива на пускорезервной теплоэлектроцентрали при увеличении тепловой нагрузки системы замкнутого контура подогрева воздуха парогазотурбинной установки Table 2. Estimation results of the specific consumption of oil equivalent at the start-up reserve thermal power plant with an increase in the thermal load of the closed-loop air heating system of the combined cycle steam and gas turbine plant
iPolytech Journal
2022. Т. 26. № 3. С. 499-507.
2022;26(3):499-507.
Температура воздуха после системы о* подогрева, С Тепловая нагрузка системы подогрева воздуха комплексного воздухоочистительного устройства, МВт Удельный расход условного топлива на электроэнергию, г у.т./кВт-ч Удельный расход условного топлива на тепловую энергию, кг у.т./ кВт-ч
0 1,98 409,93 91,21
5 3,49 394,84 93,11
7 7,33 373,53 96,46
Из графика следует, что с ростом теплофикационной нагрузки удельный расход топлива на выработку электрической энергии снижается, а удельный расход топлива на тепловую энергию возрастает. Стоит отметить, что при повышении доли выработки по теплофикационному циклу повышается значение показателя коэффициента использования тепла топлива (КИТТ), что в целом характеризует более эффективную работу энергоустановки.
Анализ аналогичных периодов 18 и 22 ноября при сравнимых показателях выработки энергии на ПРТЭЦ характеризуется более низким значением расхода условного топлива при нагреве воздуха перед компрессором ГТУ до оптимальных параметров в сравнении с существующим режимом. Основные параметры расчета технико-экономических параметров (ТЭП) сведены в табл. 1.
Стоит отметить, что в цели испытаний системы подогрева воздуха не входило прогнозирование изменения УРУТ на ПРТЭЦ, для этого использовались рассчитанные макеты нормативно-технической документации по топливоиспользованию. Анализ изменения УРУТ на выработку энергии ПРТЭЦ выполнен для температур воздуха на всасе ГТУ 18 ноября в диапазоне от 0оС до +7оС для
наиболее подходящих для сравнения суток, а также с наименьшими изменениями внешних факторов. Исследование выполнено без учета расхода энергии на собственные нужды ПРТЭЦ, за период испытаний указанная величина в удельном исчислении принята условно постоянной, за вычетом расхода топлива на подогрев воздуха на ПГУ. Результаты расчета сведены в табл. 2.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На основании выполненных расчетов и проведенного анализа подогрев воздуха на всасе ГТУ [20] до температуры +6,4оС при загрузке замкнутого контура подогрева воздуха и нагрева сетевой воды без пикового сетевого подогревателя приводит к положительному эффекту тепловой экономичности, который заключается в:
- повышении КПД ПГУ-450 и снижении величины расхода топлива;
- повышении выработки по теплофикационному циклу ПРТЭЦ, сопровождаемом снижением расхода топлива на производство электрической энергии и менее значительным ростом расхода топлива на тепловую энергию;
- увеличении значения показателя КИТТ.
Список источников
1. Кулагин В. В., Соколов М. А. Возможность повышения эффективности ГТУ за счет регенерации тепла // Вестник Самарского государственного аэрокосмического университета им. академика С.П. Королёва. 2012. № 3-3(34). С. 57-66.
2. Marukhyan V. Z., Rafyan R. A. The influence of the gas turbine intake air temperature on the combined cycle operation // Известия Национальной Академии наук РА и Государственного инженерного университета Армении. Серия: Технические науки.
2011. Т. 64. С. 243-249.
3. Смирнов А. И., Богатова Т. Ф. Влияние степени повышения давления на эффективность ГТУ и ПГУ // Труды II науч.-техн. конф. молодых ученых Уральского энергетического института (г. Екатеринбург, 15-19 мая 2017 г.). Екатеринбург: Изд-во УрФУ им. первого Президента России Б.Н. Ельцина, 2017. С. 51-54.
4. Бунькова О. И., Богатова Т. Ф., Чернова М.Б. Влияние режимных факторов на экономичность работы ГТУ // Энерго- и ресурсосбережение. Энергообеспече-
ние. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии. Атомная энергетика: материалы Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной памяти проф. Данилова Н. И. (г. Екатеринбург, 10-14 декабря 2018 г.). Екатеринбург: Изд-во УрФУ им. первого Президента России Б.Н. Ельцина, 2018. С. 919-923.
5. Каплан М. П., Дизенко Т. П. Тепловая эффективность энергетических теплофикационных ГТУ с промежуточным охлаждением воздуха и регенерацией // Теплоэнергетика. 2002. № 8. С. 51-58.
6. Максимов М. О. Повышение эффективности комбинированного производства тепла и электроэнергии // GLOBUS. Серия: Технические науки. 2021. № 2. С. 57-66.
7. Менделеев Д. И., Галицкий Ю. Я. Исследование влияния абсорбционной холодильной машины на режимы работы парогазовой установки // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2019. Т. 11. № 4. С. 37-46.
8. Седнин А. В., Кушнер Д. Л. Парогазовые энергетические установки с использованием газопоршневых агрегатов и паротурбинных установок на органическом теплоносителе // Труды Академэнерго. 2014. № 1. С. 62-77.
9. Евенко В. И., Стребкова А. С. Анализ топливной экономичности газотурбинных ТЭЦ // Теплоэнергетика. 2006. № 10. С. 74-77.
10. Галишина Г. В., Гришин А. Н. Парогазовая установка на базе газотурбинной установки GT26 и котла-утилизатора П-96 // Молодежный вестник Уфимского государственного авиационного технического университета. 2020. № 1. С. 38-40.
11. Марьин Г. Е., Осипов Б. М., Ахметшин А. Р., Савина М. В. Добавление водорода к топливному газу для повышения энергетических характеристик газотурбинных установок // iPolytech Journal. 2021. Т. 25. № 3. С. 342-355. https://doi.org/10.21285/1814-3520-2021-3-342-355.
12. Марьин Г. Е., Осипов Б. М., Ахметшин А. Р. Исследование применения водорода в качестве топлива для улучшения энергетических и экологических показате-
лей работы газотурбинных установок // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2021. Т. 23. № 2. С. 84-92. https://doi.org/10.30724/1998-9903-2021-23-2-84-92.
13. Султанов М. М., Курьянова Е. В. Технико-экономическая оценка параметров тепловых схем ТЭС с водородным генератором // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2021. Т. 23. № 2. С. 46-55. https://doi.org/10.30724/1998-9903-2021-23-2-46-55.
14. Рыбаков Б. А., Буров В. Д. Сжигание водородсо-держащего газа в ГТУ и ПГУ // Новое в российской электроэнергетике. 2021. № 10. С. 30-41.
15. Amirante R., Cassone Е., Distaso Е., Tamburrano P. Overview on recent devel-opments in energy storage: mechanical, electrochemical and hydrogen technologies // Energy Conversion and Management. 2017. Vol. 132. P. 372-387. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2016.11.046.
16. Contino F., Moret S., Limpens G., Jeanmart H. Whole-energy system models: the ad-visors for the energy transition // Progress in Energy and Combustion Science. 2020. Vol. 81. Р. 100872. https://doi.org/10.1016/j.pecs.2020.100872.
17. Bontempo R., Manna M. Work and efficiency optimization of advanced gas turbine cycles // Energy Conversion and Management. 2019. Vol. 195. P. 1255-1279. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2019.03.087.
18. Colmenar-Santos A., Gómez-Camazón D., Rosales-Asensio E., Blanes-Peiró J.-J. Technological improvements in energetic efficiency and sustainability in existing combined-cycle gas turbine (CCGT) power plants // Applied Energy. 2018. Vol. 223. P. 30-51. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2018.03.191.
19. Усмонов Н. О., Ахматова С. Р. Оптимальные параметры регулирования режимов работы газотурбинных установок // Молодой ученый. 2016. № 11. С. 515-518.
20. Fan Kunle, Yang Cheng, Xie Zhuli, Ma Xiaoqian. Load-regulation characteristics of gas turbine combined cycle power system controlled with compressor inlet air heating // Applied Thermal Engineering. 2021. Vol. 196. P. 117285. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2021.117285.
References
1. Kulagin V. V., Sokolov M. A. Improving the efficiency of gas turbines by regenerating heat. Vestnik Samarskogo gosudarstvennogo aerokosmicheskogo universiteta imeni akademika S.P. Korolyova. 2012;3-3(34):57-66. (In Russ.).
2. Marukhyan V. Z., Rafyan R. A. The influence of the gas turbine intake air temperature on the combined cycle operation. Izvestiya Nacional'noj Akademii nauk RA i Gosudarstvennogo inzhenernogo universiteta Armenii. Seriya: Tekhnicheskie nauki. 2011 ;64:243-249.
3. Smirnov A. I., Bogatova T. F. Influence of pressure ratio on GTU and CCP efficiency. In: Trudy II nauchno-tekhnicheskoj konferencii molodyh uchenyh Ural'skogo energeticheskogo instituta = Proceedings if the 2nd scientific and technical conference of young scientists of Ural
Power Engineering Institute. 15-19 May 2017, Ekaterinburg. Ekaterinburg: Ural Federal University named after the first President of Russia B.N. Yeltsin; 2017, p. 51-54. (In Russ.).
4. Bun'kova O. I., Bogatova T. F., Chernova M. B. Influence of regime factors on effectivenss of GTU performance. In: Energo- i resursosberezhenie. Energoo-bespechenie. Ne-tradicionnye i vozobnovlyaemye istochniki energii. Atomnaya energetika: materialy Mezhdu-narodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii studentov, aspirantov i molodyh uchenyh, posvyashchennoj pamyati prof. Danilova N. I. = Energy and resource saving. Energy supply. Non-traditional and renewable energy sources. Nuclear Energy: Proceedings of the International Scientific and Practical Conference of Students, Postgraduates and
2022;26(3):499-507.
ISSN 2782-6341 (online)
Young Scientists dedicated to the memory of the Professor Danilov N. I. 10-14 December 2018, Ekaterinburg. Ekaterinburg: Ural Federal University named after the first President of Russia B.N. Yeltsin; 2018, p. 919-923. (In Russ.).
5. Kaplan M. P., Dizenko T. P. The thermal efficiency of cogeneration gas-turbine power installations with intermediate cooling of the air and regeneration. Teploenergetika = Thermal Engineering. 2002;8:51-58. (In Russ.).
6. Maksimov M. O. Increasing the efficiency of combined production heat and electricity. GLOBUS. Series: Tekhnicheskie nauki. 2021;2:57-66. (In Russ.).
7. Mendeleev D. I., Galitskii Yu. Ya. Study of the effect of an absorption refrigeration machine on the operating modes of a combined cycle gas turbine unit. Vestnik Ka-zanskogo gosudarstvennogo energeticheskogo universi-teta. 2019;11(4):37-46. (In Russ.).
8. Sednin A. V., Kushner D. L. Combined cycle power applications applied internal combustion engine bottoming with organic Rankine cycles. Trudy Akademenergo. 2014;1:62-77. (In Russ.).
9. Evenko V. I., Strebkova A. S. Analysis of the fuel efficiency of gas-turbine cogeneration stations. Teploenergetika = Thermal Engineering. 2006;10:74-77. (In Russ.).
10. Galishina G. V., Grishin A. N. Combined-cycle gas turbine unit on the basis of GT26 gas-turbine and P-96 recovery boiler. Molodezhnyj vestnik Ufimskogo gosudar-stvennogo aviacionnogo tekhnicheskogo universiteta. 2020;1:38-40. (In Russ.).
11. Marin G. E., Osipov B. M., Akhmetshin A. R., Savina M. V. Adding hydrogen to fuel gas to improve energy performance of gas-turbine plants. iPo-lytech Journal. 2021;25(3):342-355. (In Russ.). https://doi.org/10.21285/1814-3520-2021-3-342-355.
12. Marin G. E., Osipov B. M., Akhmetshin A. R. Research of the application of hydrogen as a fuel to improve energy and environmental performance of gas turbine plants. Izvestiya vysshih uchebnyh zavedenij. Problemy energetiki = Power Engineering: Research, Equipment, Technology. 2021 ;23(2):84-92. (In Russ.).
https://doi.org/10.30724/1998-9903-2021-23-2-84-92.
13. Sultanov M. M., Kuryanova E. V. Technical and economic assessment of the parameters of thermal schemes of thermal power plants with a hydrogen generator. Problemy energetiki = Power Engineering: Research, Equipment, Technology. 2021;23(2):46-55. https://doi.org/10.30724/1998-9903-2021-23-2- 46-55.
14. Rybakov B. A., Burov V. D. Combustion of hydrogen-containing gas in combined cycle gas turbine and co-generation installations. Novoe v rossijskoj elektroener-getike. 2021;10:30-41. (In Russ.).
15. Amirante R., Cassone E., Distaso E., Tamburrano P. Overview on recent developments in energy storage: mechanical, electrochemical and hydrogen technologies // Energy Conversion and Management. 2017;132:372-387. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2016.11.046.
16. Contino F., Moret S., Limpens G., Jeanmart H. Whole-energy system models: the ad-visors for the energy transition. Progress in Energy and Combustion Science. 2020;81:100872.
https://doi.org/10.1016/j.pecs.2020.100872.
17. Bontempo R., Manna M. Work and efficiency optimization of advanced gas turbine cycles. Energy Conversion and Management. 2019;195:1255-1279. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2019.03.087.
18. Colmenar-Santos A., Gómez-Camazón D., Rosales-Asensio E., Blanes-Peiró J.-J. Technological improvements in energetic efficiency and sustainability in existing com-bined-cycle gas turbine (CCGT) power plants. Applied Energy. 2018;223:30-51. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2018.03.191.
19. Usmonov N. O., Ahmatova S. R. Optimal parameters for regulating gas turbine installation operation modes. Molodoj uchenyj. 2016;11:515-518. (In Russ.).
20. Fan Kunle, Yang Cheng, Xie Zhuli, Ma Xiaoqian. Load-regulation characteristics of gas turbine combined cycle power system controlled with compressor inlet air heating. Applied Thermal Engineering. 2021;196:117285. https://doi.org/10.1016/j.applthermaleng.2021.117285.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ
Скиданов Михаил Александрович,
ведущий инженер,
филиал «Уренгойская ГРЭС», АО «Интер РАО -Электрогенерация»,
629300, г. Новый Уренгой, мкр. Приозерный, 18/1/21, Россия
Папин Владимир Владимирович,
кандидат технических наук, доцент, доцент кафедры «Тепловые электрические станции и теплотехника»,
Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) им. М. И. Платова, 346428, г. Новочеркасск, ул. Просвещения, 132, Россия
INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Mikhail A. Skidanov,
Leading Engineer
Urengoyskaya GRES, branch of JSC Inter RAO - Electric Power Plants,
18/1/21, Priozerny microdistrict, Novy Urengoy 629300, Russia
Vladimir V. Papin,
Cand. Sci. (Eng.), Associate Professor,
Associate Professor of the Department of Thermal Power
Plants and
Thermal Engineering,
Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), 132, Prosveshcheniya St., Novocherkassk 346428, Russia
Безуглов Роман Владимирович,
кандидат технических наук, доцент кафедры «Тепловые электрические станции и теплотехника», помощник ректора,
Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) им. М. И. Платова, 346428, г. Новочеркасск, ул. Просвещения, 132, Россия
Roman V. Bezuglov,
Cand. Sci. (Eng.), Associate Professor of the Department of Thermal Power Plants and Thermal Engineering, Rector's Assistant,
Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), 132, Prosveshcheniya St., Novocherkassk 346428, Russia
Дьяконов Евгений Михайлович,
кандидат технических наук, доцент, проректор по образовательной деятельности, заведующий кафедрой «Тепловые электрические станции и теплотехника»,
Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) им. М. И. Платова, 346428, г. Новочеркасск, ул. Просвещения, 132, Россия
Evgeny M. Dyakonov,
Cand. Sci. (Eng.), Associate Professor, Vice-Rector for Academic Work, Head of the Department of Thermal Power Plants and Thermal Engineering,
Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), 132, Prosveshcheniya St., Novocherkassk 346428, Russia
Ефимов Николай Николаевич,
доктор технических наук, профессор, профессор кафедры «Тепловые электрические станции и теплотехника»,
Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) им. М. И. Платова, 346428, г. Новочеркасск, ул. Просвещения, 132, Россия
Nikolay N. Efimov,
Dr. Sci. (Eng.), Professor,
Professor of the Department of Thermal Power Plants and Thermal Engineering,
Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), 132, Prosveshcheniya St., Novocherkassk 346428, Russia
Филимонов Владимир Романович,
магистрант,
Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) им. М. И. Платова, 346428, г. Новочеркасск, ул. Просвещения, 132, Россия
Вклад авторов
Все авторы сделали эквивалентный вклад в подготовку публикации.
Конфликт интересов
Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
Все авторы прочитали и одобрили окончательный вариант рукописи.
Информация о статье
Статья поступила в редакцию 16.03.2022; одобрена после рецензирования 15.06.2022; принята к публикации 12.09.2022.
Vladimir R. Filimonov,
Master's Degree Student,
Platov South-Russian State Polytechnic University (NPI), 132, Prosveshcheniya St., Novocherkassk 346428, Russia
Contribution of the authors
The authors contributed equally to this article.
Conflict of interests
The authors declare no conflicts of interests.
The final manuscript has been read and approved by all the co-authors.
Information about the article
The article was submitted 16.03.2022; approved after reviewing 15.06.2022; accepted for publication 12.09.2022.
