Розділ 7. Вугілля

Газотурбінні, парогазові та газопарові установки мають можливість найрізноманітнішого використання з високою ефективністю у вельми різних діапазонах потужностей. Їх застосування в якості пікових для забезпечення необхідного рівня вироблення енергії, їх оперативна готовність до швидкого запуску й прийому навантаження (протягом 2–10 хв), а також великий робочий ресурс (до 100000 год) та високий к.к.д. довели можливість застосування ГТУ як у стаціонарних, так і в перспективних режимах роботи у складі ТЕС і ТЕЦ. 

Сучасний стан стаціонарного енергетичного газотурбобудування

Потужним стимулом для створення та виробництва стаціонарних енергетичних газотурбінних установок у всій світовій енергетиці є використання їх у парогазових технологіях, з якими нерозривно пов'язаний технічний прогрес сучасної електроенергетики. Розвинені країни світу приділяють велику увагу розробкам і вдосконаленню газотурбінної техніки. У США до 2000 року діяла державна програма АТS (передові турбінні системи), а на 2001–2015 роки прийнята програма NGGT (газові турбіни наступного покоління) з відповідним фінансуванням. Вона повинна вирішити такі основні завдання: підвищення економічності установок на 10–15%, збільшення ресурсу роботи в 1,5–2 рази, зниження шкідливих викидів на 40–50%, зменшення рівня шуму на 20–30%, зниження трудомісткості обслуговування в 1,5–2 рази, здешевлення вартості установок на 10–20%. Кінцевою метою цієї програми є підвищення рівня к.к.д. в газотурбінних установках простого циклу до 47%, в парогазових установках на базі цих ГТУ до 62–64%, в енергоустановках, що працюють у схемах з газифікацією вугілля, до 60% і в енергоустановках комбінованого циклу до 70–75%. Два останніх типи установок входять до заключного етапу «Vision 21» програми NGGT. Програмою також передбачені розробка і створення монарних установок на базі газових турбін зі зволоженням повітря (НАТ) і з каскадним зволоженням повітря в компресорі (СНАТ), що дозволяє підвищити потужність установок на 7 і 23% відповідно в порівнянні з парогазовою установкою з котлом-утилізатором.

Заключна частина «Vision 21» включає розробку високоефективної технології «паливний елемент – газова турбіна». Паливний елемент являє собою пристрій, який складається з двох електродів – анода і катода – та іонного провідника-електроліту між ними. Електроди повинні бути пористими і через анод подається паливний газ, а через катод – окиснювач (повітря і кисень). Для роботи елемента в нього повинні безперервно подаватися обидва компоненти і одночасно відводитися гарячі продукти їх реакції. На аноді протікає окиснення палива, а на катоді – електрохімічне відновлення окиснювача. Іонним провідником між ними є рідкий або твердий електроліт. У паливному елементі в результаті реакцій, що протікають з виділенням теплоти, відбувається пряме перетворення хімічної енергії палива та окиснювача в електрорушійну силу, яка може бути знята з електродів відповідним навантаженням або надіслана в мережу.

К.к.д. паливних елементів не обмежений циклом Карно, тому вони є засобом суттєвого підвищення ефективності «гібридних циклів», які об’єднують паливний елемент з іншими генераторами енергії. Для гібридного циклу «паливний елемент – газова турбіна» найбільш перспективні елементи з твердооксидними і рідиннокарбонатними електролітами, продукти реакції яких мають високу температуру (до 800–1000°С), достатню для подальшого забезпечення робочого процесу газової турбіни без камери згорання.

Розроблено декілька схем «гібридних» комбінацій, здібних забезпечити к.к.д. до 70–80%. Одна з можливих (мал. 3.35) припускає по суті застосування регенеративного циклу. Стиснуте компресором повітря спочатку підігрівається в теплообміннику вихлопними газами газотурбінної установки, а потім – як окиснювач – подасться в блок твердооксидних паливних елементів, що виконують також функцію камери згорання. Туди ж в якості палива подається природний газ. Утворені у чарунці гарячі продукти розширюються в газовій турбіні й потім віддають залишкове тепло в регенеративному теплообміннику.

Мал. 3.35. Схема газотурбінної установки простого циклу на паливних елементах з теплоутилізатором: 1 – компресор; 2 – газова турбіна; 3 – регенератор; 4 – генератор; 5 – паливний елемент; 6 – інвертор; 7 – теплоутилізатор; 8 – катод; 9 – електроліт; 10 – анод

Мал. 3.36. Схема гібридної енергетичної установки з «паливним елементом» і високооборотною газовою турбіною: 1 – пилоуловлювач; 2 – газоочистка; 3 – модуль паливних елементів; 4 – повітронагрівач

При досить високій температурі газу можлива також когенераційна схема роботи установки з виробленням тепла в теплоутилізаторі для зовнішнього споживання з досягненням коефіцієнта використання тепла палива 85–90%.

Перша в світі установка «паливний елемент – газова турбіна» потужністю 220 кВт була запущена в Каліфорнійському університеті у 2000 році. У США запланована розробка 5 типів гібридних установок потужністю по 20 МВт і їх комерціалізація до 2010 року. Японія планує забезпечити себе такими ж установками загальною потужністю близько 1000 МВт до цього ж часу.

Тут слід зазначити, що схема гібридної установки, подібна розглянутій вище, запропонована Інститутом вугільних енерготехнологій Національної академії наук та Мінпаливенерго України з метою вирішення проблеми використання низькоякісного українського вугілля (мал. 3.36).

Паливний газ, вироблений у вугільному реакторі з циркулюючим киплячим шаром під тиском, через систему очищення 1 і 2 подається в паливний елемент 3, куди надходить також повітря з компресора, попередньо підігріте газами турбіни в теплообміннику 4. Робочим тілом для турбіни служать продукти реакції в паливному елементі. Енергетична потужність паливного елемента 375 кВт, потужність високооборотної ГТУ – 125 кВт, теплова потужність установки – 1,14 МВт.

Крім зазначеної вище програми NGGT, в США розроблена також програма UЕТТ (надефективні рухові технології), кінцевою метою якої є створення газотурбінних двигунів з початковою температурою газу, яка наближається до стехіометричної.

Розробка і виробництво газотурбінної техніки у Росії та Україні по номенклатурі газотурбінних установок щодо параметрів і перш за все щодо температури газу перед турбіною відстають від розвинутих європейських країн, США, Японії. В енергетиці Росії та України, враховуючи тенденції розвитку світової енергетики, для забезпечення потреб в ПГУ необхідно освоїти випуск і експлуатацію надійних економічних енергетичних ГТУ потужнісного ряду 20–40, 60–80, 100–180, а також 250– 300 МВт.

Таблиця 3.5. Характеристика енергетичних газотурбінних установок великих потужностей в СНД

Розробник, виробник	Модель	Рік початку серійного виробництва	Номінальна/ пікова потужність, МВт/ISO	К.к.д., %	Ступінь підвищення тиску	Витрати робочого тіла, кг/с	Частота обертів валу, об/хв	Температура на вході в турбіну/ виході з тиску, °С
ВАТ «ЛМЗ»	ГТЕ-150	1990	150/ –	30,5	12,6	628	3000	1100/527
«Сіменс» (V94,2)	ГТЕ-160 ГТЕ-180	2001 2003	177/ – 181/ –	33,6 37,0	13,3 15,0	615 524	3000 3000	1150/534 1250/543
ВАТ «Пермський моторний завод»	ГТЕ-65	Проект	67,9/74,7	37,0	16,0	191	3000	1277/544
ВАТ «Авіадвигун»	ГТЕ-180	Проект	181/199,1	36,7	15,0	524	3000	1250/543
НВО «Сатурн» – «Машпроект»	ГТЕ-110	2000	114,5/120	36,0	14,7	362	3000	1210/517
ВАТ «Рибінські мотори»	ГТЕ-160	2000	160/ –	38,0	17,0	413	3000	1382/599
ВАТ «Турбомоторний завод»	ГТЕ-45У	Проект	42/54	34,5	13,5	125	6000/ 3000	1227/550

Таблиця 3.6. Характеристики енергетичних газотурбінних установок СНД середньої потужності

Розробник, виробник	Модель	Рік початку серійного виробництва	Номінальна/ пікова потужність, МВт/ISO	К.к.д., %	Ступінь підвищен- ня тиску	Витрати робочого тіла, кг/с	Частота обертів валу, об/хв	Температура на вході в турбіну/ виході з тиску, °С
ВАТ «Турбоатом»	ГТЕ-45-3М	1990	58,2	29,0	8,26	300,3	3000	1153/723
ДП НВКГ «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
ФДП ММПП «Салют»	АЛ21-3	1998	20/24	31,5	14,4	94,0	3000	1275/733
ВАТ «Моторобудівник», ВАТ «СНТК» ім. .М.Д. Кузнєцова	НК-37	1999	26,5	36,0	23,1	101,3	3000	1454/730
ВАТ «Пермський мотор- ний завод», ВАТ «Авіадвигун»	ГТУ16ПЭР ГТЕ-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
ВАТ «УМПО»	АЛ-31СТЭ	2001	20,0	36,0	18,1	64,3	3000	1788
ВАТ «Уральський турбомоторний завод»	ГТЕ-16 ГТЕ-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

Основні технічні показники енергетичних газотурбінних установок великої потужності, що випускаються, і перспективних, що готуються до виробництва в Росії та Україні, представлено в таблиці 3.5.

Слід звернути увагу на установку ГТЕ110, яка, незважаючи на трохи нижчу температуру газу, за рівнем основних робочих параметрів та показників наближається до світового рівня. Підготовлені заходи для включення її до складу ПГУ-325 потужністю 325 МВт з к.к.д. 52%. На базі ГТЕ-110 в ДП НВКГ «Зоря» – «Машпроект» розроблена подібна їй газотурбінна установка ГТЕ-65 потужністю 65 МВт.

Великі надії покладають енергетики Росії на створення ВАТ «Авіадвигун» (м. Перм) і ЛМЗ (м. Санкт-Петербург) установки ТТЕ180 потужністю 180 МВт з початковою температурою газу 1270°С і к.к.д. 36,7%. На базі її розроблена парогазова установка потужністю 270 і 540 МВт з к.к.д. 55–56%. У числі випущених і працюючих на електротростанціях слід відзначити дві установки ВАТ «ЛМЗ» – ГТЕ-150 і ГТЕ-160 (V94,2) потужністю 150 і 160 МВт відповідно. Установка ГТЕ-160, що вироблялася ЛМЗ по ліцензії фірми «Сіменс» на ГТУ V94,2, хоча і відстає від сучасного рівня, але відпрацьованість конструкції забезпечує їй певні перспективи. У подальшому на базі газотурбінних установок, які випускає ВАТ «ЛМЗ», передбачаються освоєння і випуск перспективних потужних газотурбінних установок з параметрами і показниками, які наближаються до світових, в їх числі згадані вище ГТЕ-180 і ГТЕ-250.

Газотурбінні установки потужнісного ряду 60–80 МВт практично не випускаються в Росії і Україні. Більш освоєним є потужнісний ряд 20–40 МВт, що базується переважно на конвертованих авіаційних і суднових газотурбінних двигунах. У таблиці 3.6 наводяться дані щодо основних параметрів та показників енергетичних газотурбінних установок вищеназваного класу, які випускаються і готуються до випуску.

Використання цих ГТУ у схемах парогазових установок забезпечує виробіток електроенергії з к.к.д. порядку 45–50%.

Мал. 3.37. Зміна к.к.д. газотурбінних установок, створених у період з 1995 по 2005 рік, у залежності від початкових температур газу

Шляхи розвитку енергетичного газотурбобудування

Аналіз історії, сучасного стану й перспектив розвитку газотурбінних установок та їх термодинамічних циклів дозволяє визначити основні тенденції подальшого розвитку та вдосконалення стаціонарних енергетичних газотурбінних установок. Головною з них, безсумнівно, є підвищення початкової температури газу в робочому циклі газотурбінної установки і термодинамічно пов'язаного з ним ступеня стиснення повітря у компресорі. Вирішення цього завдання пов'язане у першу чергу зі створенням нових надійних високотемпературних матеріалів та покриттів, нових високоефективних систем охолодження основних деталей газових турбін, більш широким впровадженням в енергетичні газотурбінні установки авіаційних технологій, а також з розробкою технологій збільшення життєвого циклу газотурбінних установок й впровадженням передового програмного забезпечення.

На мал. 3.37 представлені статистичні дані про вплив початкової температури газу на к.к.д. газотурбінних установок простого циклу на основі інформації вітчизняних та зарубіжних фірм за 60 типами випущених газотурбінних установок за 1955–2005 роки, що свідчать про стабільну тенденцію зростання температури газу перед турбіною за період, який вивчався. За цей час початкова температура газу в середньому зросла приблизно на 550–600°С, а к.к.д. на 10–12%, тобто середньорічні темпи зростання температури газу перед турбіною й к.к.д. за вказаний період склали приблизно 11–12 град./рік і 0,2–0,24% рік відповідно. Розкид точок у полі розподілу даних щодо к.к.д. можна пояснити відмінностями аеродинамічних к.к.д. компресорів і турбін в установках, а також впливом на них фактора потужності установки.

На основі аналізу даних вітчизняних і зарубіжних фірм побудована залежність (мал. 3.38) питомої потужності газотурбінної установки (потужність установки на одиницю витрат робочого тіла n=N/G) від початкової температури газу. Параметр n певною мірою визначає масогабаритні характеристики установки і особливо показовий для транспортних ГТУ. Він також побічно характеризує екологічні показники установки й передусім рівень шкідливих викидів і теплового забруднення, оскільки чим вища питома потужність, тим менша величина шкідливих викидів (при одному рівні емісії), а також рівень газу теплового забруднення при одній і тій же виробленій потужності. У кращих світових зразках ГТУ показник питомої потужності знаходиться на рівні 400–440 кВт/кг/с, у вітчизняних – на рівні 320–350 кВт/кг/с.

Мал. 3.38. Зміна питомої потужності газотурбінних установок, створених у період з 1955 по 2005 рік, у залежності від початкових температур

У простому циклі вже створених газотурбінних установок при освоєних рівнях температур газу перед турбіною 1200–1400°С досягнуто досить високий к.к.д., який дорівнює 35–38%, що наближається до к.к.д. двигунів внутрішнього згорання. Створені на базі авіаційних двигунів енергетичні газотурбінні установки ряду потужностей 40–50 МВт при початкових температурах газу 1500°С і вище мають к.к.д. в простому циклі 40–44%. Такі газотурбінні установки у складі комбінованих парогазових установок на електростанціях забезпечують їх роботу з к.к.д. 52–60%, що істотно вище, ніж на сучасних паротурбінних теплових електростанціях. З цієї причини переважне число газотурбінних установок, що випускаються у світі, працюють за простим циклом і виконуються за простою одновальною конструктивною схемою. Подальше зростання початкових параметрів газу перед турбіною визначається насамперед розробкою й створенням нових високоефективних систем теплового захисту основних деталей і вузлів газових турбін і в першу чергу соплових та робочих лопаток, камер згорання й роторів турбін, а також нових матеріалів. У сучасних газотурбінних установках соплові й робочі лопатки першого ступеня в основному виконуються монокристалічними, а також оболонкового типу з внутрішньостінними охолоджуючими каналами з шаруватими й пористими стінками з розвинутими системами конвективного й загороджувального охолодження, що реалізується за допомогою вдуву у прикордонний шар охолоджуючого повітря через спеціальні канали або через пористий матеріал з використанням термобар'єрних та захисних покриттів. У ГТУ останнього покоління застосовується водяне охолодження соплових та робочих лопаток двох перших ступенів турбін. Зазвичай воно інтегрується з паровою системою парогазової установки. Досягнення у перспективі початкових температур перед газовою турбіною, що відповідають стехіометричним температурам горіння палива, пов’язане з розробкою ГТУ, в яких основні деталі, схильні до впливу високих температур газу, будуть виконуватися керамічними або вуглецевими і не будуть вимагати охолодження.
Мал. 3.39. Об’єми замовлень, виданих на спорудження електростанцій на органічному паливі в період 1997–2006 рр.

У зв'язку з труднощами забезпечення подальшого зростання температури газу перед турбіною останнім часом розробляються газотурбінні установки, що працюють за більш складними циклами, зокрема за циклом з проміжним відведенням й підведенням теплоти. Газотурбінні установки, що розробляються за таким циклом, у даний час мають суттєво більш високі параметри робочого тіла й відповідно вищі к.к.д. Так, наприклад, створена фірмою «General Electric» нова ГТУ LMS100 з проміжним охолодженням повітря й початковою температурою газу 1380°С має к.к.д., що дорівнює 45–46%. Реалізація таких циклів призводить до ускладнення газотурбінної установки, збільшення металоємності та подорожчання її. Що стосується регенеративного циклу, то, як зазначалося вище, доцільність його застосування знижується у міру досягнення певної досить високої температури повітря за компресором, яка визначається ступенем його стиснення, і в міру наближення цієї температури до температури газу за турбіною. Однак для вказаного вище рівня параметрів застосування регенерації цілком виправдане й ефективне, особливо з урахуванням високих ступенів регенераціі

Таблиця 3.7. Параметри і показники найбільш потужних енергетичних закордонних газотурбінних установок теплоти, що досягають в останніх установках значень 0,9–0,92. 

Показник	Фірма та модель ГТУ
	«Alstom», GT26	«General Electric», M9FA	«Mitsubishi», M701F3	«Siemens», V94,3A
Потужність ГТУ, МВт	280,9	255,6	270,3	272,4
К.к.д. ГТУ, %	38,3	36,9	38,2	39,0
Ступінь стиснення	32	17	17	17,2
Витрата газів, кг/с	632,4	641	651,5	671,5
Температура відпрацьованих газів, °С	615	602	586	582
Потужність ПГУ з одною ГТУ, МВт	410,3	390,8	397,7	397,6
К.к.д. ПГУ, %	57,8	56,7	57,0	57,5

Серед інших важливих напрямків робіт зі створення газотурбінних установок нового покоління варто відзначити:

• аеродинамічне вдосконалення лопаткових апаратів компресорів і турбін, що базується на теорії в'язкої тривимірної течії потоків з урахуванням турбулентності, періодичної нестаціонарності, кінцевих ефектів, впливу радіальних і осьових зазорів на течію у проточній частині. Розроблені на основі цієї теорії шаблеподібні лопатки суттєво змінюють традиційний вигляд проточної частини компресорів й турбін і помітно покращують аеродинамічні характеристики профілів лопаток та стійкість течії у них;

• створення малоемісійних камер згорання зі зниженням викидів оксидів азоту (NOх до 9 ррm);

• створення зразків газотурбінних двигунів з регулюванням радіальних та осьових зазорів між статором і ротором й розробка систем автоматичного контролю та регулювання зазорів для стаціонарних газотурбінних установок з метою підвищення економічності та надійності їх роботи на усіх експлуатаційних режимах;

• створення більш ефективних й напірних біротативних компресорів з поворотними напрямними лопатками;

• розробка газотурбінних установок останнього покоління із системами комплексної параметричної віброй трибодіагностики.

У найближчі десятиліття технічний прогрес в енергетиці буде нерозривно пов'язаний з парогазовими технологіями. Уже в даний час їх відносний внесок у світову енергетику досить великий, а у перспективі він буде зростати. Обсяг замовлень, виданих на спорудження електростанцій на органічному паливі, становив у період 1997–2006 рр. 39,4 ГВт/рік для паротурбінних установок, 24,6 ГВт/рік для парогазових установок і 5,7 ГВт/рік для газових установок при загальному обсязі замовлень 69,7 ГВт/рік (мал. 3.39).

У структурі електрогенеруючих потужностей, що споруджуються у світі (без врахування суто газотурбінних потужностей), парогазові установки у 2006–2012 рр. складають 46–52%, тоді як у 1995–1999 рр. їх частка складала 30%. Тільки США планують ввести у дію до 2010 року близько 200 ГВт газотурбінних і парогазових потужностей, що складе приблизно 80% загального введення всієї енергетики США.

Головними виробниками газотурбінних енергетичних установок у світі є США, Англія, Німеччина, Франція, Японія.

Останні роки відзначені серйозним технічним прогресом у створенні та удосконаленні енергетичних газотурбінних установок. Особливо він помітний у зростанні початкових температур й тиску газу, а також одиничної потужності установок. Параметри й показники найбільш потужних енергетичних газотурбінних установок цих фірм можна побачити у таблиці 3.7.

Судячи по параметрам і перш за все по к.к.д., початкові температури газу у цих установок знаходяться на рівні 1300–1400°С. Так, в установці фірми GE М9FВ температура газу перед робочими лопатками 1-го ступеня була підвищена до 1370°С. На сьогодні провідними фірмами розробляються газотурбінні установки наступного покоління, які створюються на основі нових технологій. На їх базі фірма «Міцубісі» освоює випуск найпотужнішої у світі енергетичної газотурбінної установки моделі М701G2. Потужність установки 334 МВт, к.к.д. 39,5%, початкова температура газу 1500°С. На її базі фірма розробила ПГУ з двома ГТУ і однією ПТУ потужністю 982 МВт з к.к.д. 58,9%. Відомі прототипи цієї газотурбінної установки типу М701G1, що мають дещо меншу початкову температуру газу і к.к.д., у складі парогазової установки потужністю 826 МВт (дві ГТУ і одна парова турбіна) працюють на ТЕС в Японії.

Таблиця 3.8. Параметри газотурбінної установки GE 9H

Температура газів на вході в ротор ГТУ, °С	1430
Витрата повітря, кг/с	685
Потужність, МВт	~320
Ступінь стиснення в компресорі	23
Питома потужність, кВт/(кг/с)	~460
Потужність ПГУ, МВт	480
Коефіцієнт корисної дії нетто, %	60
Викиди (при О2 =15%) NОх, млн-1	9

Фірмою «Дженерал електрік» виготовлена і поставлена на теплову електростанцію в Англію газотурбінна установка нового покоління типу 9Н, яка експлуатується в складі парогазової установки потужністю 480 МВт. Розрахункові параметри цієї установки наведені в таблиці 3.8. Установка розрахована на високу температуру газу і забезпечує роботу парогазової установки з високим к.к.д. Так, температура газу перед робочими лопатками I ступеня газової турбіни дорівнює 1430°С, а к.к.д. парогазової установки 60%.

Розробки газотурбінних установок нового покоління за новітньою технологією інтенсивно ведуться і в Японії. Однією з визначальних особливостей цих розробок є застосування парового охолодження найбільш термонапружених деталей і вузлів газотурбінних установок, перш за все соплових і робочих лопаток I і IІ ступенів, а також газозбірників камер згорання (теоретичні та експериментальні роботи на лабораторних стендах по паровому охолодженню газових турбін велися і в колишньому СРСР). Це відбивається як у виборі параметрів газотурбінних установок, передусім температури газу за турбіною і витрати вихлопних газів, так і в інтегруванні теплових і парогазових установок. Оскільки максимальна ефективність досягається в бінарних парогазових установках з котлом-утилізатором й промперегрівами пари, параметри вихлопних газів повинні забезпечити отримання критичних і навіть надкритичних параметрів пари.

Таблиця 3.9. Параметри нових газотурбінних установок середньої потужності фірм «АВВ – Siemens» й «General Electric»

Показники	GTX 100 (SGT-800)	М6С
Потужність ГТУ, МВт	43,0	42,3
Коефіцієнт корисної дії, %	37,0	36,25
Частота обертів валу, об/хв.	6600	7100
Ступінь стиснення	20,0	19,0
Температура відпрацьованих газів, °С	546	574
Витрата газів, кг/с	122	117
Потужність ПГУ з одною ГТУ, МВт	62,0	62,8
Коефіцієнт корисної дії, %	54	54

Розробляються й удосконалюються також газотурбінні установки середньої потужності. Становляють інтерес нові моделі газотурбінних установок фірм «АВВ – Siemens» і «General Electric» GТХ-100 (SGT-800) і М6С, що володіють високими показниками для машин цього класу. У таблиці 3.9 представлені параметри і показники ряду кращих газотурбінних установок простого циклу середньої потужності 20–60 МВт цих провідних світових фірм.

З нових розробок газотурбінних установок середньої потужності, які працюють за складними циклами, великий інтерес становить нова двовальна установка фірми GE LMS100, створена на основі поєднання власного досвіду проектування авіаційних газотурбінних двигунів і енергетичних газотурбінних установок. Газогенератор установки, що складається з компресора високого тиску (КВТ), камери згорання і двоступеневої турбіни високого тиску (ТВТ), взятий з відомого авіаційного двигуна СF6-80, який досить часто використовується фірмою в енергетичних установках. Установка виконана з проміжним охолодженням повітря між компресором низького тиску (КНТ) і КВТ. Звертає на себе увагу дуже високий ступінь стиснення повітря після КВТ до 4,2 МПа. Завдяки зниженню температури повітря після КВТ на 160°С і, як наслідок, перед камерою згорання і у системі охолодження температура газу перед турбіною була підвищена до 1380°С при збереженні температури термонапружених охолоджуваних деталей на рівні максимальних температур деталей давно освоєної газотурбінної установки LM6000.

Коефіцієнт корисної дії LMS100 знаходиться на рівні 45–46%. Установка розрахована на роботу в піковому й напівпіковому режимах, швидко запускається до повного навантаження (за 10 хв.) і володіє важливою експлуатаційною особливістю збереження високої економічності у широкому діапазоні вимірювання навантажень, навіть при 50%-ному навантаженні її к.к.д. становить 39–40%.

Прогнози розвитку енергетики показують неухильне зростання виробництва газотурбінних установок. Призначення цих установок різне – від несення базового і пікового навантажень до аварійного резервування, включаючи газотурбінні установки для теплоелектроцентралей і парогазових установок, а також у складі парогазових установок для теплоелектростанцій.

Збільшується комбінований виробіток електроенергії та теплоти. Найближчим часом очікуються спорудження й введення у дію великих теплоелектроцентралей у розвинених країнах Європи, США та Японії. Газотурбінні теплоелектроцентралі будуть застосовуватися у нафтовій та газовій промисловості для енергопостачання та підвищення продуктивності видобутку палива і нафтопереробки.

Слід також відзначити прогрес у порівняно новій області енергетики й газотурбобудування, що забезпечує індивідуальних автономних споживачів електроенергії малої потужності, до якої відносяться мікроі міні-турбіни, як правило, розраховані на роботу у режимі комбінованого виробітку енергії.

Газотурбінна установка LMS100 РВ

31 травня 2010 року ВАТ «Третя генеруюча компанія оптового ринку електроенергії» («ОГК-3») оголосила про початок будівництва олімпійського об’єкту – Джубгінської ТЕС з установленою потужністю 180 МВт у селищі Дефанівка Туапсинського району Краснодарського краю, призначеної для покриття дефіциту електроенергії у Сочинському енергорайоні у період проведення зимової олімпіади 2014 року.

 

У складі Джубгінської ТЕС будуть працювати дві газотурбінні установки типу LMS100 виробництва компанії «General Electric» (GE). Максимальний к.к.д. енергоблоків складе 44%. ТЕС працюватиме на природному газі. Видача потужності буде здійснюватися на три повітряні лінії ВЛ-110 кВ й дві повітряні лінії ВЛ-220 кВ. При будівництві Джубгінської ТЕС будуть дотримуватися усі вимоги природоохоронного законодавства, тим більше, що всі олімпійські об’єкти зводяться за нормативами міжнародних екологічних стандартів.

Зведення Джубгінської ТЕС передбачене попередньою програмою будівництва олімпійських об’єктів. Введення ТЕС у дію заплановане на жовтень 2013 року.