3.9. Современное состояние стационарного энергетического газотурбостроения и пути его развития

Газотурбинные, парогазовые и газопаровые установки имеют возможность самого разнообразного использования с высокой эффективностю в самых различных диапазонах мощностей. Их применение в качестве пиковых для обеспечения необходимого уровня энерговыработки, их оперативная готовность к быстрым пускам и приему нагрузки (в течение 2–10 мин), а также большой рабочий ресурс (до 100000 ч) и высокий к.п.д. доказали возможность использования ГТУ как в стационарных, так и в перспективных режимах работы в составе ТЭС и ТЭЦ.

Современное состояние стационарного энергетического газотурбостроения

Мощным стимулом для создания и производства стационарных энергетических газотурбинных установок во всей мировой энергетике является использование их в парогазовых технологиях, с которыми неразрывно связан технический прогресс современной электроэнергетики. Развитые страны мира уделяют большое внимание разработкам и совершенствованию газотурбинной техники. В США до 2000 года действовала государственная программа ATS (передовые турбинные системы), а на 2001–2015 годы принята программа NGGT (газовые турбины следующего поколения) с соответствующим финансированием. Она должна решить следующие основные задачи: повышение экономичности установок на 10–15%, увеличение ресурса работы в 1,5–2 раза, снижение вредных выбросов на 40–50%, уменьшение уровня шума на 20–30%, снижение трудоемкости обслуживания в 1,5–2 раза, удешевление стоимости установок на 10–20%. Конечной целью этой программы является повышение уровня к.п.д. в газотурбинных установках простого цикла до 47%, в парогазовых установках на базе этих ГТУ до 62–64%, в энергоустановках, работающих в схемах с газификацией угля, до 60% и в энергоустановках комбинированного цикла до 70–75%. Два последних типа установок входят в завершающий этап «Vision 21» программы NGGT. Программой также предусмотрены разработка и создание монарных установок на базе газовых турбин с увлажнением воздуха (НАТ) и с каскадным увлажнением воздуха в компрессоре (СНАТ), что позволяет повысить мощность установок на 7 и 23% соответственно в сравнении с парогазовой установкой с котлом-утилизатором.

Заключительная часть «Vision 21» включает разработку высокоэффективной технологии «топливный элемент – газовая турбина». Топливный элемент представляет собой устройство, которое состоит из двух электродов – анода и катода – и ионного проводника-электролита между ними. Электроды должны быть пористыми и через анод подается топливный газ, а через катод – окислитель (воздух и кислород). Для работы элемента в него должны непрерывно подаваться оба компонента и одновременно отводиться горячие продукты их реакции. На аноде протекает окисление топлива, а на катоде – электрохимическое восстановление окислителя. Ионным проводником между ними является жидкий или твердый электролит. В топливном элементе в результате протекающих реакций с выделением теплоты происходит прямое превращение химической энергии топлива и окислителя в электродвижущую силу, которая может быть снята с электродов соответствующей нагрузкой или передана в сеть.

К.п.д. топливных элементов не ограничен циклом Карно, поэтому они являются средством существенного повышения эффективности «гибридных циклов», объединяющих топливный элемент с другими генераторами энергии. Для гибридного цикла «топливный элемент – газовая турбина» наиболее перспективны элементы с твердооксидными и жидкокарбонатными электролитами, продукты реакции которых имеют высокую температуру (до 800–1000°С), достаточную для дальнейшего обеспечения рабочего процесса газовой турбины без камеры сгорания.

Рис. 3.35. Схема газотурбинной установки простого цикла на топливных элементах с теплоутилизатором: 1 – компрессор; 2 – газовая турбина; 3 – регенератор; 4 – генератор; 5 – топливный элемент; 6 – инвертор; 7 – теплоутилизатор; 8 – катод; 9 – электролит; 10 – анод

 

Рис. 3.36. Схема гибридной энергетической установки с «топливным элементом» и высокооборотной газовой турбиной: 1 – пылеуловитель; 2 – газоочистка; 3 – модуль топливных элементов; 4 – воздухоподогреватель

Разработано несколько схем «гибридных» комбинаций, способных обеспечить к.п.д. до 70–80%. Одна из возможных (рис. 3.35) предполагает по сути применение регенеративного цикла. Сжатый компрессором воздух сначала подогревается в теплообменнике выхлопными газами газотурбинной установки, а затем – как окислитель – подается в блок твердооксидных топливных элементов, выполняющих также функцию камеры сгорания. Туда же в качестве топлива подается природный газ. Образующиеся в ячейке горячие продукты расширяются в газовой турбине и затем отдают остаточное тепло в регенеративном теплообменнике.

При достаточно высокой температуре газа возможна также когенерационная схема работы установки с выработкой тепла в теплоутилизаторе для внешнего потребления с достижением коэффициента использования тепла топлива 85–90%.

Первая в мире установка «топливный элемент – газовая турбина» мощностью 220 кВт была запущена в Калифорнийском университете в 2000 году. В США запланирована разработка 5 типов гибридных установок мощностью по 20 МВт и их коммерциализация к 2010 году. Япония планирует обеспечить себя такими же установками общей мощностью порядка 1000 МВт к этому же времени.

Здесь следует отметить, что схема гибридной установки, подобная рассмотренной выше, предложена Институтом угольных энерготехнологий Национальной академии наук и Минтопэнерго Украины с целью решения проблемы использования низкокачественных украинских углей (рис. 3.36).

Топливный газ, выработанный в угольном реакторе с циркулирующим кипящим слоем под давлением, через систему очистки1и2подается в топливный элемент3, куда поступает также воздух из компрессора, предварительно подогретый уходящими газами турбины в теплообменнике4. Рабочим телом для турбины служат продукты реакции в топливном элементе. Энергетическая мощность топливного элемента 375 кВт, мощность высокооборотной ГТУ – 125 кВт, тепловая мощность установки – 1,14 МВт.

Помимо указанной выше программы NGGT, в США разработана также программа UETT (сверхэффективные двигательные технологии), конечной целью которой является создание газотурбинных двигателей с начальной температурой газа, приближающейся к стехиометрической.

Разработка и производство газотурбинной техники в России и Украине по номенклатуре газотурбинных установок по параметрам и прежде всего по температуре газа перед турбиной отстают от развитых европейских стран, США, Японии. В энергетике России и Украины, учитывая тенденции развития мировой энергетики, для обеспечения потребностей в ПГУ необходимо освоить выпуск и эксплуатацию надежных экономичных энергетических ГТУ мощностного ряда 20–40, 60–80, 100–180, а также 250–300 МВт.

Таблица 3.5 Характеристика энергетических газотурбинных установок больших мощностей в СНГ

Разработчик, производитель	Модель	Год начала серийного производства	Номинальная/ пиковая мощность, МВт/ISO	К.п.д., %	Степень повышения давления	Расход рабочего тела, кг/с	Частота вращения вала, об/мин	Температура на входе в турбину/ выходе из двигателя, °С
ОАО «ЛМЗ»	ГТЭ-150	1990	150/ –	30,5	12,6	628	3000	1100/527
«Сименс» (V94,2)	ГТЭ-160 ГТЭ-180	2001 2003	177/ – 181/ –	33,6 37,0	13,3 15,0	615 524	3000 3000	1150/534 1250/543
ОАО «Пермский моторный завод»	ГТЭ-65	Проект	67,9/74,7	37,0	16,0	191	3000	1277/544
ОАО «Авиадвигатель»	ГТЭ-180	Проект	181/199,1	36,7	15,0	524	3000	1250/543
НПО «Сатурн»– «Машпроект»	ГТЭ-110	2000	114,5/120	36,0	14,7	362	3000	1210/517
ОАО «Рыбинские моторы»	ГТЭ-160	2000	160/ –	38,0	17,0	413	3000	1382/599
ОАО «Турбомоторный завод»	ГТЭ-45У	Проект	42/54	34,5	13,5	125	6000/ 3000	1227/550

Таблица 3.6 Характеристики энергетических газотурбинных установок СНГ средней мощности

Разработчик, производитель	Модель	Год начала серийного производства	Номинальная (пиковая) мощность, МВт	К.п.д. приво- да, %	Степень повышения давления	Расход рабочего тела, кг/с	Частота вращения вала, об/мин	Температура на входе в турбину/ выходе из двигателя, К
ОАО «Турбоатом»	ГТЭ-45-3М	1990	58,2	29,0	8,26	300,3	3000	1153/723
ГП НТК «Зоря»– «Машпроект»	UGT25000 (ДГ-80) UGT-110000	1993 1999	26,7/30 114,5/125	37,0 36,5	21,0 14,7	89,7 365,0	3000/ 3600 3000	1518/738 1483/793
ФГУП ММПП «Салют»	АЛ21-3	1998	20/24	31,5	14,4	94,0	3000	1275/733
ОАО «Моторострои- тель», ОАО «СНТК» им. Н.Д.Кузнецова	НК-37	1999	26,5	36,0	23,1	101,3	3000	1454/730
ОАО «Пермский мо- торный завод», ОАО «Авиадвигатель»	ГТУ16ПЭР ГТЭ-16ПА ГТУ25ПЭР	2001 Проект Проект	16,8/18,5 16,8/18,5 25,3/27,8	35,6 36,6 38,6	19,5 19,9 27,7	56,1 56,4 80,2	3000 3000 3000	1480/768 1494/751 1545/744
ОАО «УМПО»	АЛ-31СТЭ	2001	20,0	36,0	18,1	64,3	3000	1788
ОАО «Уральский турбомоторный завод»	ГТЭ-16 ГТЭ-45У	2002 Проект	16,1/20 42/54	30,4 34,5	11,5 13,5	85,0 125,0	5100 6000/3000	1193/693 1227/550

Основные технические показатели энергетических газотурбинных установок большой мощности, выпускаемых и перспективных, готовящихся к производству в России и Украине, представлены в таблице 3.5.

Следует обратить внимание на установку ГТЭ-110, которая, несмотря на несколько более низкую температуру газа, по уровню основных рабочих параметров и показателей приближается к мировому уровню. Подготовлены мероприятия для включения ее в состав ПГУ-325 мощностью 325 МВт с к.п.д. 52%. На базе ГТЭ-110 в ГП НПКГ «Зоря»–«Машпроект» разработана подобная ей газотурбинная установка ГТЭ-65 мощностью 65 МВт.

Большие надежды возлагают энергетики России на создание ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь) и ЛМЗ (г. Санкт-Петербург) установки ГТЭ-180 мощностью 180 МВт с начальной температурой газа 1270°С и к.п.д. 36,7%. На базе ее разработана парогазовая установка мощностью 270 и 540 МВт с к.п.д. 55–56%. В числе выпущенных и работающих на электростанциях следует отметить две установки ОАО «ЛМЗ» – ГТЭ-150 и ГТЭ-160 (V94.2) мощностью 150 и 160 МВт соответственно. Установка ГТЭ-160, производимая ЛМЗ по лицензии фирмы «Сименс» на ГТУ V94.2, хотя и отстает от современного уровня, но отработанность конструкции обеспечивает ей определенные перспективы. В дальнейшем на базе газотурбинных установок, выпускаемых ОАО «ЛМЗ», предполагаются освоение и выпуск перспективных мощных газотурбинных установок с параметрами и показателями, приближающимися к мировым, в их числе упомянутые выше ГТЭ-180 и ГТЭ-250.

Газотурбинные установки мощностного ряда 60–80 МВт практически не выпускаются в России и Украине. Более освоенным является мощностной ряд 20–40 МВт, базирующийся преимущественно на конвертируемых авиационных и судовых газотурбинных двигателях. В таблице 3.6 приводятся данные об основных параметрах и показателях выпускаемых и готовящихся к выпуску энергетических газотурбинных установок вышеназванного класса.

Рис. 3.37. Изменение к.п.д. газотурбинных установок, созданных в период с 1955 по 2005 год, в зависимости от начальных температур газа

Использование этих ГТУ в схемах парогазовых установок обеспечит выработку электроэнергии с к.п.д. порядка 45–50%.

Пути развития энергетического газотурбостроения

Анализ истории, современного состояния и перспектив развития газотурбинных установок и их термодинамических циклов позволяет определить основные тенденции дальнейшего развития и совершенствования стационарных энергетических газотурбинных установок. Главной из них, несомненно, является повышение начальной температуры газа в рабочем цикле газотурбинной установки и термодинамически связанной с ним степени сжатия воздуха в компрессоре. Решение этой задачи связано в первую очередь с созданием новых надежных высокотемпературных материалов и покрытий, новых высокоэффективных систем охлаждения основных деталей газовых турбин, более широким внедрением в энергетические газотурбинные установки авиационных технологий, а также с разработкой технологий увеличения жизненного цикла газотурбинных установок и внедрением передового программного обеспечения.

На рис. 3.37 представлены статистические данные о влиянии начальной температуры газа на к.п.д. газотурбинных установок простого цикла на основе информации отечественных и зарубежных фирм по 60 типам выпущенных и выпускаемых газотурбинных установок за 1955–2005 годы, свидетельствующие о стабильной тенденции роста температуры газа перед турбиной за рассматриваемый период. За это время начальная температура газа в среднем выросла примерно на 550–600°С, а к.п.д. на 10–12%, т.е. среднегодовые темпы роста температуры газа перед турбиной и к.п.д. за указанный период составили примерно 11–12 град./год и 0,2–0,24% / год соответственно. Разброс точек в поле распределения данных по к.п.д. можно объяснить различием аэродинамических к.п.д. компрессоров и турбин в установках, а также влиянием на них фактора мощности установки.

На основе анализа данных отечественных и зарубежных фирм построена зависимость (рис. 3.38) удельной мощности газотурбинной установки (мощность установки на единицу расхода рабочего телаn=N/G) от начальной температуры газа.

Рис. 3.38. Изменение удельной мощности газотурбинных установок, созданных в период с 1955 по 2005 год, в зависимости от начальных температур газа

Параметр n в известной степени определяет массогабаритные характеристики установки и особо показателен для транспортных ГТУ. Он также косвенно характеризует экологические показатели установки и прежде всего уровень вредных выбросов и теплового загрязнения, поскольку чем выше удельная мощность, тем меньше величина вредных выбросов (при одном уровне эмиссии), а также уровень теплового загрязнения при одной и той же вырабатываемой мощности. У лучших мировых образцов ГТУ показатель удельной мощности находится на уровне 400–440 кВт/кг/с, у отечественных – на уровне 320–350 кВт/кг/с.

В простом цикле уже созданных газотурбинных установок при освоенных уровнях температур газа перед турбиной 1200–1400 °С достигнут достаточно высокий к.п.д., равный 35–38%, приближающийся к к.п.д. двигателей внутреннего сгорания. Созданные на базе авиационных двигателей энергетические газотурбинные установки мощностного ряда 40–50 МВт при начальных температурах газа 1500°С и выше имеют к.п.д. в простом цикле 40–44%. Такие газотурбинные установки в составе комбинированных парогазовых установок на электростанциях обеспечивают их работу с к.п.д. 52–60%, что существенно выше, чем на современных паротурбинных тепловых электростанциях. По этой причине подавляющее число газотурбинных установок, выпускаемых в мире, работают по простому циклу и выполняются по простой одновальной конструктивной схеме. Дальнейший рост начальных параметров газа перед турбиной определяется прежде всего разработкой и созданием новых высокоэффективных систем тепловой защиты основных деталей и узлов газовых турбин и в первую очередь сопловых и рабочих лопаток, камер сгорания и роторов турбин, а также новых материалов. В современных газотурбинных установках сопловые и рабочие лопатки первой ступени в основном выполняются монокристаллическими, а также оболочкового типа с внутристеночными охлаждающими каналами со слоистыми и пористыми стенками с развитыми системами конвективного и заградительного охлаждения, реализуемого при помощи вдува в пограничный слой охлаждающего воздуха через специальные каналы или через пористый материал с использованием термобарьерных и защитных покрытий. В ГТУ последнего поколения применяется паровое охлаждение сопловых и рабочих лопаток двух первых ступеней турбин. Обычно оно интегрируется с паровой системой парогазовой установки. Достижение в перспективе начальных температур перед газовой турбиной, соответствующих стехиометрическим температурам горения топлива, связано с разработкой ГТУ, в которых основные детали, подверженные воздействию высоких температур газа, будут выполняться керамическими или углеродными и не будут требовать охлаждения.

Рис. 3.39. Объемы заказов, выданных на сооружение электростанций на органическом топливе в период 1997–2006 гг.

В связи со сложностями обеспечения дальнейшего роста температуры газа перед турбиной в последнее время разрабатываются газотурбинные установки, работающие по более сложным циклам, в частности по циклу с промежуточным отводом и подводом теплоты. Газотурбинные установки, разрабатываемые по такому циклу, в настоящее время имеют существенно более высокие параметры рабочего тела и соответственно более высокие к.п.д. Так, например, созданная фирмой «General Electric» новая ГТУ LMS100 с промежуточным охлаждением воздуха и начальной температурой газа 1380°С имеет к.п.д., равный 45–46%. Реализация таких циклов приводит к усложнению газотурбинной установки, увеличению металлоемкости и удорожанию ее. Что касается регенеративного цикла, то, как указывалось выше, целесообразность его применения снижается по мере достижения определенной достаточно высокой температуры воздуха за компрессором, определяемой степенью его сжатия, и по мере приближения этой температуры к температуре газа за турбиной. Однако для указанного выше уровня параметров применение регенерации вполне оправданно и эффективно, особенно с учетом высоких степеней регенерации теплоты, достигающих в последних установках значений 0,9–0,92.

Таблица 3.7 Параметры и показатели наиболее мощных энергетических зарубежных газотурбинных установок

Показатель	Фирма и модель ГТУ
	«Alstom», GT26	«General Electric», M9FA	«Mitsubishi», M701F3	«Siemens», V94,3A
Мощность ГТУ, МВт	280,9	255,6	270,3	272,4
К.п.д. ГТУ, %	38,3	36,9	38,2	39,0
Степень сжатия	32	17	17	17,2
Расход газов, кг/с	632,4	641	651,5	671,5
Температура отработанных газов, °С	615	602	586	582
Мощность ПГУ с одной ГТУ, МВт	410,3	390,8	397,7	397,6
К.п.д. ПГУ, %	57,8	56,7	57,0	57,5

Среди других важных направлений работ по созданию газотурбинных установок нового поколения следует отметить:

• аэродинамическое совершенствование лопаточных аппаратов компрессоров и турбин, базирующееся на теории вязкого трехмерного течения потоков с учетом турбулентности, периодической нестационарности, концевых эффектов, влияния радиальных и осевых зазоров на течение в проточной части. Разработанные на основе этой теории саблевидные лопатки существенно изменяют традиционный облик проточной части компрессоров и турбин и заметно улучшают аэродинамические характеристики профилей лопаток и устойчивость течения в них;
• создание малоэмиссионных камер сгорания со снижением выбросов оксидов азота (NOхдо 9 ppm);
• создание образцов газотурбинных дви гателей с регулированием радиальных и осевых зазоров между статором и ротором и разработка систем автоматического контроля и регулирования зазоров для стационар ных газотурбинных установок с целью повышения экономичности и надежности их работы на всех эксплуатационных режимах;
• создание более эффективных и напорных биротативных компрессоров с поворотными направляющими лопатками;
• разработка газотурбинных установок последнего поколения с системами комплексной параметрической виброи трибодиагностики.

В ближайшие десятилетия технический прогресс в энергетике будет неразрывно связан с парогазовыми технологиями. Уже в настоящее время их относительный вклад в мировую энергетику достаточно велик, а в перспективе он будет расти. Объем заказов, выданных на сооружение электростанций на органическом топливе, составлял в период 1997–2006 гг. 39,4 ГВт/год для паротурбинных установок, 24,6 ГВт/год для парогазовых установок и 5,7 ГВт/год для газовых установок при общем объеме заказов 69,7 ГВт/год (рис. 3.39).

В структуре сооружаемых в мире электрогенерирующих мощностей (без учета чисто газотурбинных мощностей) парогазовые установки в 2006–2012 гг. составят 46–52%, в то время как в 1995–1999 гг. доля их составляла 30%. Только США планируют ввести к 2010 году около 200 ГВт газотурбинных и парогазовых мощностей, что составит примерно 80% общего ввода всей энергетики США.

Главными производителями газотурбинных энергетических установок в мире являются США, Англия, Германия, Франция, Япония.

Таблица 3.8 Параметры газотурбинной установки GE 9H

Температура газов на входе в ротор ГТУ, °С	1430
Расход воздуха, кг/с	685
Мощность, МВт	~320
Степень сжатия в компрессоре	23
Удельная мощность, кВт/(кг/с)	~460
Мощность ПГУ, МВт	480
Коэффициент полезного действия нетто, %	60
Выбросы (при О2 =15%) NОх, млн-1	9

Последние годы отмечены серьезным техническим прогрессом в создании и совершенствовании энергетических газотурбинных установок. Особенно он заметен в росте начальных температур и давления газа, а также единичной мощности установок. Параметры и показатели наиболее мощных энергетических газотурбинных установок этих фирм можно видеть в таблице 3.7.

Судя по параметрам и прежде всего по к.п.д., начальные температуры газа у этих установок находятся на уровне 1300–1400°С. Так, в установке фирмы GE M9FB температура газа перед рабочими лопатками 1-й ступени была повышена до 1370°С.

В настоящее время ведущими фирмами разрабатываются газотурбинные установки следующего поколения, создаваемые на основе новых технологий. На их базе фирма «Мицубиси» осваивает выпуск самой мощной в мире энергетической газотурбинной установки модели M701G2. Мощность установки 334 МВт, к.п.д. 39,5%, начальная температура газа 1500°С. На ее базе фирма разработала ПГУ с двумя ГТУ и одной ПТУ мощностью 982 МВт с к.п.д. 58,9%. Известные прототипы этой газотурбинной установки типа M701G1, имеющие несколько меньшие начальную температуру газа и к.п.д., в составе парогазовой установки мощностью 826 МВт (две ГТУ и одна паровая турбина) работают на ТЭС в Японии.

Фирмой «Дженерал электрик» изготовлена и поставлена на тепловую электростанцию в Англию газотурбинная установка нового поколения типа 9Н, которая эксплуатируется в составе парогазовой установки мощностью 480 МВт. Расчетные параметры этой установки приведены в таблице 3.8. Установка рассчитана на высокую температуру газа и обеспечивает работу парогазовой установки с высоким к.п.д. Так, температура газа перед рабочими лопатками I ступени газовой турбины равна 1430°С, а к.п.д. парогазовой установки 60%.

Разработки газотурбинных установок нового поколения по новейшей технологии интенсивно ведутся и в Японии. Одной из определяющих особенностей этих разработок является применение парового охлаждения наиболее термонапряженных деталей и узлов газотурбинных установок, прежде всего сопловых и рабочих лопаток I и II ступеней, а также газосборников камер сгорания (теоретические и экспериментальные работы на лабораторных стендах по паровому охлаждению газовых турбин велись и в бывшем СССР). Это выражается как в выборе параметров газотурбинных установок, прежде всего температуры газа за турбиной и расхода выхлопных газов, так и в интегрировании тепловых и конструктивных схем газотурбинных и парогазовых установок. Поскольку максимальная эффективность достигается в бинарных парогазовых установках с котлом-утилизатором и промперегревами пара, параметры выхлопных газов должны обеспечить получение критических и даже сверхкритических параметров пара.

Таблица 3.9 Параметры новых газотурбинных установок средней мощности фирм «ABB–Siemens» и «General Electric»

 

Показатели	GTX 100 (SGT-800)	М6С
Мощность ГТУ, МВт	43,0	42,3
Коэффициент полезного действия, %	37,0	36,25
Частота вращения вала, об/мин	6600	7100
Степень сжатия	20,0	19,0
Температура отработавших газов, °С	546	574
Расход газов, кг/с	122	117
Мощность ПГУ с одной ГТУ, МВт	62,0	62,8
Коэффициент полезного действия, %	54	54

Разрабатываются и совершенствуются также газотурбинные установки средней мощности. Представляют интерес новые модели газотурбинных установок фирм «АВВ – Siemens» и «General Electric» GTX-100 (SGT-800) и М6С, обладающие высокими показателями для машин этого класса. В таблице 3.9 представлены параметры и показатели ряда лучших газотурбинных установок простого цикла средней мощности 20–60 МВт этих ведущих мировых фирм.

Из новых разработок газотурбинных установок средней мощности, работающих по сложным циклам, большой интерес представляет новая двухвальная установка фирмы GE LMS100, созданная на основе соединения собственного опыта проектирования авиационных газотурбинных двигателей и энергетических газотурбинных установок. Газогенератор установки, состоящий из компрессора высокого давления (КВД), камеры сгорания и двухступенчатой турбины высокого давления (ТВД), взят из известного авиационного двигателя CF6-80, который достаточно часто используется фирмой в энергетических установках. Установка выполнена с промежуточным охлаждением воздуха между компрессором низкого давления (КНД) и КВД. Обращает на себя внимание очень высокая степень сжатия воздуха после КВД до 4,2 МПа. Благодаря снижению температуры воздуха после КНД на 160°С и, как следствие, перед камерой сгорания и в системе охлаждения температура газа перед турбиной была повышена до 1380°С при сохранении температур термонапряженных охлаждаемых деталей на уровне максимальных температур деталей давно освоенной газотурбинной установки LM6000.

Коэффициент полезного действия LMS100 находится на уровне 45–46%. Установка рассчитана на работу в пиковом и полупиковом режимах, быстро пускается до полной нагрузки (за 10 мин) и обладает важным эксплуатационным качеством сохранения высокой экономичности в широком диапазоне изменения нагрузок: даже при 50%-ной нагрузке ее к.п.д. составляет 39–40%.

Прогнозы развития энергетики показывают неуклонный рост производства газотурбинных установок. Назначение этих установок различное – от несения базовой и пиковой нагрузок до аварийного резервирования, включая газотурбинные установки для теплоэлектроцентралей и парогазовых установок, а также в составе парогазовых установок для теплоэлектростанций.

Увеличивается комбинированная выработка электроэнергии и тепла. В ближайшее время ожидаются сооружение и ввод крупных теплоэлектроцентралей в развитых странах Европы, США и Японии. Газотурбинные теплоэлектроцентрали будут применяться в нефтяной и газовой промышленности для энергоснабжения и повышения производительности добычи топлива и нефтепереработки.

Газотурбинная установка LMS100 PB

Следует также отметить прогресс в сравнительно новой области энергетики и газотурбостроения, обеспечивающей индивидуальных автономных потребителей электроэнергии малой мощности, к которой относятся микрои мини-турбины, как правило, рассчитанные на работу в режиме комбинированной выработки энергии.

31 мая 2010 года ОАО «Третья генерирующая компания оптового рынка электроэнергии» («ОГК-3») объявила о начале строительства олимпийского объекта – Джубгинской ТЭС с установленной мощностью 180 МВт в поселке Дефановка Туапсинского района Краснодарского края, предназначенной для покрытия дефицита электроэнергии в Сочинском энергорайоне в период проведения Зимней Олимпиады 2014 года.

В составе Джубгинской ТЭС будут работать две газотурбинные установки типа LMS 100 производства компании General Electric (GE). Максимальный к.п.д. энергоблоков составит 44%. ТЭС будет работать на природном газе. Выдача мощности будет осуществляться на три воздушные линии ВЛ-110 кВ и две воздушные линии ВЛ-220 кВ. При строительстве Джубгинской ТЭС будут соблюдаться все требования природоохранного законодательства, тем более, что все олимпийские объекты возводятся по нормативам международных экологических стандартов.

Сооружение Джубгинской ТЭС предусмотрено правительственной программой строительства олимпийских объектов. Ввод ТЭС в строй намечен на октябрь 2013 года.