ПРОВЕДЕНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО АНАЛИЗА В РАМКАХ МОДЕРНИЗАЦИИ ГАЗОТУРБИННОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
DOI:
https://doi.org/10.52167/1609-1817-2023-128-5-385-398Ключевые слова:
ТЭС, ГТУ, ПГУ, Aspen HYSYS, парниковые газы, топливо, электроэнергия, энергетика, экологияАннотация
В энергетике в настоящее время наиболее распространены ТЭС. На их долю приходится около 75% электроэнергии , производимой на земном шаре, и около 85% электроэнергии, производимой в Казахстане. В связи с дефицитом мощности в энергосистеме, а также с целью снижения негативного воздействия на экологию при использовании топлива для использования топлива на нефтяных месторождениях страны в статье рассмотрены пути повышения энергоэффективности простой газотурбинной электростанции (далее ГТЭС), работающей на нефтяном месторождении. Технико-экономические показатели электростанций низкие, замена предлагаемыми способами-важное направление технического развития теплоэнергетики. Рассмотрим две схемы повышения эффективности: первая – использование утилизационного котла для выпуска пара для технологических нужд, а вторая - производство электроэнергии с использованием утилизационного котла и паровой турбины. Разработано моделирование на основе Aspen HYSYS с учетом потребностей действующих ГТЭС. В результате моделирования было показано, что использование котла-утилизатора позволяет производить 350 т/ч пара, чтобы полностью заменить котлы на станции. Результаты экспертизы с использованием второй схемы позволили выработать до 262,42 МВт электроэнергии. Кроме того, проведенный экологический анализ показал, что показатели парниковых газов по обеим схемам близки друг к другу. В целях решения рассматриваемых вопросов проведен технологический, экологический и экономический анализ нефтяных месторождений Казахстана с использованием наиболее важных технологий. В результате можно сделать вывод, что первый вариант эффективен.
Библиографические ссылки
[1] BP Statistical Review of World Energy. BP, London, UK, June 2008. http://www.bp.com.
[2] UNFCCC: Kyoto Protocol to the United Nations Framework Convention on Cli- mate Change, 1997.Mohsen K., Almas H., Mehdi K., Environmental implications of economic com- plexity and its role in determining how renewable energies affect CO2 emissions. Applied Energy, 2022, 306, 117948.
[3] ОЮЛ Казахстанская ассоциация организаций нефтегазового и энергетического комплекса «KAZENERGY». Национальный энергетический доклад 2021. https://www.kazenergy.com/ru//.
[4] Қазақстан Республикасының «жасыл энергетика» көшу тұжырымдамасы туралы Қазақстан Республикасы Президентінің 2013 жылғы 30 мамырдағы № 577 Жарлығына түсініктеме.
[5] Sanjay, Bishwa N. Prasad. Energy and exergy analysis of intercooled com- bustion-turbine based combined cycle power plant. Energy, 2013, 59, 277-284.
[6] Environmental Code of the Republic of Kazakhstan dated January 2, 2021 No.400-VI SAM.
[7] Liu Z., Karimi I.A. Simulating combined cycle gas turbine power plants in Aspen HYSYS. Energy Conversion and Management. 2018, 171, 1213-25.
[8] Aspen HYSYS V9; 2017, available online: www.aspentech.com. (accessed 19.01.2023)
[9] Panowski M., Zarzycki R., Kobyłecki R. Conversion of steam power plant into cogeneration unit - Case study. Energy, 2021, 231, 120872.
[10] Lecompte S., Huisseune H., van den Broek M., Vanslambrouck B., De Paepe M. Review of organic Rankine cycle (ORC) architectures for waste heat recovery. Re- newable and Sustainable Energy Reviews, 2015, 47, 448-461.
[11] Aichmayera L., Spellingb J., Laumerta B. Thermoeconomic analysis of a solar dish micro gas-turbine combined-cycle power plant. International Conference on Concentrating Solar Power and Chemical Energy Systems SolarPACES 2014
[12] Zoghi M., Habibi H., Chitsaz A., Ghazanfari Holagh S. Multi-criteria anal- ysis of a novel biomass-driven multi-generation system including combined cycle power plant integrated with a modified Kalina-LNG subsystem employing thermoelectric gen- erator and PEM electrolyzer, Thermal Science and Engineering Progress, 2021, 26, 101092.
[13] Iliev I.K., Terziev A.K., Beloev H.I., Nikolaev I., Georgiev A.G. Compar- ative analysis of the energy efficiency of different types co-generators at large scales CHPs. Energy, 2021, 221, 119755.
[14] Massucco S., Pitto A., Silvestro F. A gas turbine model for studies on dis- tributed generation penetration into distribution networks. In Proceeding of the 2011 IEEE power and energy society general meeting, Detroit, MI, USA (01.01.2011).
[15] Dirik M. Prediction of NOx emissions from gas turbines of a combined cy- cle power plant using an ANFIS model optimized by GA. Fuel, 2022, 321, 124037.
[16] Chen W., Liang Y., Luo X., Chen J., Yang Z., Chen Y. Artificial neural network grey-box model for design and optimization of 50 MWe-scale combined super- critical CO2 Brayton cycle-ORC coal-fired power plant. Energy Conversion and Man- agement, 2021, 249, 114821.
[17] Abdelhafidi N., Halil Yılmaz I., Bachari N. An innovative dynamic model for an integrated solar combined cycle power plant under offdesign conditions. Energy Conversion and Management, 2020, 220, 113066.
[18] Gou X., Zhang H., Li G., Cao Y., Zhang Q. Dynamic simulation of a gas turbine for heat recovery at varying load and environment conditions. Applied Thermal Engineering, 2021, 195, 117014.
[19] Zhang N., Cai R. Analytical solutions and typical characteristics of part- loadperformances of single shaft gas turbine and its cogeneration. Energy Convers Man- agement, 2002, 43, 1323–2337.
[20] Bassily A.M. Enhancing the efficiency and power of the triple-pressure re- heat combined cycle by means of gas reheat, gas recuperation, and reduction of the irre- versibility in the heat recovery steam generator. Appl Energy, 2008, 85, 1141–62.
[21] Kotowicz J., Brzeczek M. Analysis of increasing efficiency of modern com- bined cycle power plant: A case study. Energy, 2018, 153, 90-99.
[22] Pattanayak L., Padhi B. Liquefied natural gas regasification cold energy hy- brid system integration in gas-steam combined cycle power plant model: Enhancement in power generation and performance. Applied Thermal Engineering, 2021, 193 , 116985.
[23] Kruk-Gotzman S., Ziółkowski P., Iliev I., Negreanu G.-P., Badur J. Techno- economic evaluation of combined cycle gas turbine and a diabatic compressed air energy storage integration concept. Energy, 2021, 266, 126345.
[24] Dmitry Pashchenko. Integrated solar combined cycle system with steam methane reforming: Thermodynamic analysis, International Journal of Hydrogen En- ergy, 2023, in press.
[25] The concept of the development of the fuel and energy complex of the Republic of Kazakhstan until 2030, Resolution of the Government of the Republic of Ka- zakhstan dated June 28, 2014 No. 724
[26] KPO, available online: https://kpo.kz/ru/o-kompanii (accessed 19.01.2023)
[27] Zuming L., Karimi I. New operating strategy for a combined cycle gas tur- bine power plant. Energy Conversion and Management, 2018, 171, 1675–1684.
[28] Ganapathy V. Industrial boilers and heat recovery steam generators. Marcel Dekker: NewYork, 2003; 85-93.
[29] Greenhouse gas emissions from fossil fuel fired power generation systems, M.Steen, dg-jrc/iam
[30] Naemi S., Saffar-Avval M., Behboodi Kalhori S., Mansoori Z.,Optimum design of dual pressure heat recovery steam generator using nondimensional parameters based on thermodynamic and thermoeconomic approaches, Applied Thermal Engineer- ing, 2013, 52, 371-384.
Загрузки
Опубликован
Как цитировать
Выпуск
Раздел
Лицензия
Copyright (c) 2023 Диас Умышев, Гулмира Әкімбек, Андрей Кибарин, Максим Коробков, Карлыгаш Олжабаева
Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution-NonCommercial-NoDerivatives» («Атрибуция — Некоммерческое использование — Без производных произведений») 4.0 Всемирная.
