Децентралізація систем теплопостачання та електропостачання на основі газотурбінних когенераційних установок

Abstract

ua: У статті досліджено концепцію децентралізації енергопостачання міських районів на основі газотурбінних теплоелектроцентралей (ГТ-ТЕЦ). Проведено технікоекономічний аналіз впровадження когенераційної системи для типового району в кліматичних умовах м. Харкова із розрахунком теплових і електричних навантажень. Проаналізовано і порівняно три альтернативні варіанти ГТУ провідних світових виробників (Siemens SGT-500, GE LM2500+G4, Solar Titan 130). Детально досліджено технічні можливості роботи вибраних установок на альтернативних видах палива (дизельне пальне, біогаз, водневі суміші) для забезпечення резервування критичної інфраструктури. Розраховано основні економічні показники: NPV = 185,1 млн дол., IRR = 14,2 %, DPP = 8,6 року для рекомендованого варіанта. Обґрунтовано переваги децентралізованої генерації: підвищення енергетичної безпеки, зниження втрат у мережах, підвищення ККД до 78–83 % завдяки когенерації, скорочення викидів CO₂ на 202 тис. т/р. Визначено основні ризики та запропоновано заходи мітигації. Результати можуть служити моделлю для реплікації в інших міських районах України.

EN: The article examines the concept of decentralizing heat and electricity supply for urban districts by deploying gas turbine combined heat and power plants (GT‑CHP) as local energy centers. The study focuses on a typical residential district in the climatic conditions of Kharkiv and includes detailed determination of hourly heat and electric loads, taking into account seasonal variability of demand and requirements for critical infrastructure reliability. A comparative techno‑economic analysis of three alternative gas turbine units Siemens SGT‑500, GE LM2500G4 and Solar Titan 130 from leading global manufacturers is carried out, with evaluation of their efficiency, fuel flexibility and suitability for cogeneration operation. Special attention is paid to the possibility of using alternative and backup fuels, including diesel fuel, biogas and hydrogen‑containing blends, which increases energy security under crisis and wartime conditions. For the recommended configuration, key financial indicators are calculated: net present value NPV 185.1 million USD, internal rate of return IRR 14.2 and discounted payback period DPP 8.6 years, which confirms the investment attractiveness of the project for municipal and private investors. The introduction of decentralized GT‑CHP allows increasing overall efficiency up to 78–83, reducing network losses and cutting annual carbon dioxide emissions by 202 thousand tons through replacement of obsolete boiler houses and part of centralized generation. The identified technical, economic and environmental effects demonstrate the expediency of scaling such solutions for other urban districts of Ukraine under conditions of energy transition and post‑war reconstruction.